К оглавлению

Анализ состояния разработки девонских пластов Д₁ и Д_II Туймазинского нефтяного месторождения

Г.П. ОВАНЕСОВ, М.Т. 3ОЛОЕВ

Туймазинское нефтяное месторождение расположено в западной части Башкирии в пределах юго-восточного склона Татарского свода. Месторождение приурочено к крупному платформенному поднятию, ориентированному с юго-запада на северо-восток.

Планомерное изучение геологии и нефтеносности района было начато с 1934 г., после установления структуры по спириферовым отложениям верхнепермского возраста.

Стуктурным (колонковым) бурением, проведенным в последующие два года, было подтверждено наличие структуры по артинским отложениям. С осени 1936 г. начато глубокое разведочное бурение.

В результате разведочных работ в мае 1937 г. была получена промышленная нефть из песчаников угленосной свиты нижнего карбона, после чего началась разработка месторождения. До открытия нефтеносных горизонтов девона месторождение не имело серьезного промышленного значения в связи с небольшими запасами нефти. В сентябре 1944 г. был получен первый нефтяной фонтан из песчаников пашийской свиты девона, что установило большую перспективность этих отложений.

После открытия промышленной нефти в отложениях девона все бурение на Туймазинском месторождении было направлено на разведку девона.

В 1945 г. удалось установить, что Туймазинское месторождение по запасам нефти является одним из крупнейших в СССР.

К настоящему времени пробурено около тысячи разведочных и эксплуатационных скважин, причем многими разведочными скважинами пройден весь комплекс осадочных пород и вскрыт кристаллический фундамент, залегающий в виде выступа под осадочной толщей палеозоя.

Общая мощность осадочных образований, вскрытых на Туймазинском месторождении, достигает примерно 1900 м. По возрасту они относятся к додевонским, девонским, каменноугольным и пермским отложениям. Разрез сложен известняками, доломитами, терригеновыми и гидрохимическими осадками. В разрезе преимущественно развиты карбонатные отложения, подчиненную роль играют терригеновые и совсем незначительную гидрохимические осадки, залегающие в верхней части разреза. Все эти отложения дислоцированы в виде очень пологой насколько асимметричной антиклинальной складки северо-восточного простирания.

Складка осложнена тремя поднятиями: Южно-Александровским, Александровским и наиболее крупным собственно Туймазинским. Размеры ее измеряются сотнями квадратных километров. Юго-восточное крыло имеет углы падения не более 2-2,5°, а падение слоев на северо-западном крыле измеряется минутами.

Наблюдается почти полное соответствие в строении складки по всем стратиграфическим горизонтам, начиная с живетского яруса и кончая верхнепермскими отложениями.

Нефтеносные горизонты приурочены к ряду стратиграфических комплексов. Верхний нефтеносный горизонт связан с рыхлыми песчаниками угленосной свиты нижнего карбона. Песчаники залегают на глубине 1100-1150 м. Продуктивность скважин варьирует в широких пределах - от одной-двух до нескольких десятков тонн в сутки.

Другой промышленно-нефтеносный горизонт нижнего карбона приурочен к верхней части известняков турнейского яруса. Продуктивность известняков невысокая, суточный дебит скважин не превышает 3-5 т.

В разрезе терригеновых отложений нижнефранского подъяруса верхнего девона и живетского яруса среднего девона установлен ряд песчаных нефтеносных пластов (Д₀, Д_I, Д_п, Д_III и Д_IV).

Основные запасы нефти заключены в пластах Д_I и Д_II. Эти песчаные пласты залегают на глубине 1650-1700 м. Большинство скважин, вскрывших эти пласты, фонтанировало с высокими дебитами. Разработка пластов Д_I и Д_II вызвала бурный рост добычи нефти на Туймазинском месторождении.

Перечисленными продуктивными горизонтами не исчерпывается нефтеносность разреза Туймазинского месторождения. Почти 80% мощности разреза составляют карбонатные породы, изучением нефтеносности которых до последнего времени почти не занимались главным образом из-за отсутствия геофизической методики распознавания нефтесодержащих пластов и недостаточного отбора керна. В то же время при бурении ряда интервалов карбонатного разреза как на Туймазинской, так и на соседних площадях имели место значительные нефтепроявления.

За последнее время в связи с получением промышленной нефти из карбонатных пород на соседних Стахановской и Субхангуловской площадях интерес к ним значительно возрос.

Учитывая эти данные, намечена программа изучения нефтеносности карбонатного разреза Туймазинского месторождения, осуществление которой, очевидно, приведет к открытию новых нефтяных горизонтов и дальнейшему росту добычи нефти.

Прежде чем перейти к анализу состояния разработки пластов Д_I и Д_II, мы считаем необходимым кратко осветить историю этого вопроса.

Разработка месторождения была начата в 1945 г. согласно проекту, составленному коллективом работников Московского нефтяного, института и работниками производства. В основу составления проекта были положены геолого-промысловые данные, полученные по 16 разведочным скважинам, в общем определившим размеры структуры и залежей нефти.

По проекту разработки намечалось:

а) разработку пласта Д_II осуществить кольцевыми рядами скважин, расположенными внутри контура сплошной нефтеносности с последующим заполнением центральной части; всего пробурить 80 скважин со степенью уплотнения 19 га на скважину: в процессе эксплуатации при полном обводнении скважин произвести возврат на пласт Д_I; среднесуточная добыча нефти проектировалась в объеме 5 тыс. т;

б) при разработке пласта Д_I осуществить кольцевое размещение скважин тремя рядами на северо-западном крыле и двумя рядами на юго-востоке; пробурить около 325 скважин со степенью уплотнения также 19 га при расстоянии 400 м между скважинами в ряду и 500 м между рядами. В процессе эксплуатации при выходе скважин в тираж (стопроцентное обводнение) проектировался перенос нагнетания в обводненный внешний ряд, а внутрь - нарастание последующего нового ряда эксплуатационных скважин. Предполагалось, что среднесуточная добыча по пласту достигнет примерно 8 тыс. т. в сутки. Разработка Д_I на Александровской площади в проект не входила, так как это месторождение было открыто позже.

Для поддержания пластового давления намечалось пробурить нагнетательные скважины с расстояниями между ними 2 км. Проектировалось начать промышленную закачку воды в пласты Д_I и Д_II с 1946 г. с тем, чтобы в 1948 г. полностью освоить все нагнетательные скважины.

В процессе осуществления проекта и дальнейших разведочных работ на основе накапливающегося геолого-промыслового материала в проект систематически вносились дополнения и изменения. Например, пласт Д_II на площади внутреннего контура нефтеносности разбурен полностью. То же самое было сделано по Д_I на Александровской площади, не вошедшей в генеральный проект; пласт Д_I на Туймазинской площади разбурен четырьмя кольцевыми рядами вдоль внутреннего контура и т. д. В связи с этими изменениями резко увеличилось количество эксплуатационных и нагнетательных скважин, а также отбор нефти и закачка воды.

Строение коллекторов оказалось значительно сложнее, чем это представлялось в начальный период разработки.

Было установлено, что песчаники пластов Д_I и Д_II часто замещаются на близких расстояниях алевролитами и даже аргиллитами. Это значительно осложнило разработку залежи и нагнетание воды. Разработка пластов осложнилась также резким отставанием освоения закачки воды. В самом деле, пласт Д_II начали разрабатывать осенью 1944 г., Д_I-в середине 1945 г., а закачка воды в Д_II была начата в июне 1948 г., а в Д_I - в июле 1949 г., т. е. заводнение пластов начали осуществлять с опозданием на 4 года. В результате этого к началу заводнения средневзвешенное давление снизилось в пласте Д_II на 52 ат и в Д_I на 53 ат. В процессе дальнейшей разработки пластов резко наращивали отбор нефти из Д_I несколько был увеличен отбор и из Д_II, при этом закачка воды в пласт Д_I продолжала отставать. Давления в пластах продолжали оставаться на этом низком уровне почти до осени 1955 г.

В стабилизации давления в пласте Д_I на уровне 120 ат при увеличенных отборах известную роль сыграли переток жидкости из Д в Д через литологические «окна» (соединения пластов вследствие отсутствия на отдельных участках глинистой перемычки). В результате снижения давления в пластах эксплуатационный фонд скважин стал работать с большими перебоями.

Следует отметить, что низкие давления в залежах Д_I и Д_II были связаны также с удаленностью нагнетательных скважин от эксплуатационных рядов и незамкнутостью кольца нагнетательных скважин.

Так, например, по северному крылу по Д_I расстояния от нагнетательных до эксплуатационных скважин в среднем достигали 4-5 км, а по Д_II - - 4 км. К тому же были просветы в линии нагнетательных скважин протяженностью до 7-8 км.

После тщательного изучения фактического материала в сентябре 1955 г. Центральная комиссия МНП по разработке отметила неудовлетворительное состояние разработки пластов Д_I и Д_II Туймазинского нефтяного месторождения. Было подчеркнуто, что резкое отставание нагнетания воды, особенно в пласт Д_I Туймазинской площади, снижает эффективность законтурного заводнения, вызывает ряд осложнений в разработке как в самом Д_I так и в Д_II, поскольку пласты литологически связаны. Действительно, средневзвешенные пластовые давления к этому времени были настолько снижены, что пришлось переводить скважины из фонтанного способа эксплуатации на механизированную добычу при помощи электропогружных насосов, а десятки скважин вовсе останавливались из-за низкого забойного давления. В этих условиях стало почти невозможным регулировать разработку залежей.

В целях коренного улучшения состояния разработки месторождения и обеспечения высокого пластового давления для стабилизации добычи нефти на достигнутом высоком уровне в течение ряда лет были намечены конкретные мероприятия. Были выделены наиболее важные мероприятия, как, например, увеличение закачки в Д_I Туймазинской площади равномерно по всему периметру залежи, полное прекращение эксплуатации одиночных скважин, расположенных вне рядов (в центре залежи), с переложением добычи этих скважин на периферийные участки, значительное приближение фронта нагнетания воды к зоне отбора на отдельных участках, реконструкция кустовых станций для повышения давления нагнетания и некоторые другие.

За истекшие 15 месяцев проделана большая работа по осуществлению решения Центральной комиссии МНП по разработке МНП. Отбор нефти в центральной части залежи пласта Д_I полностью прекращен. Все 19 скважин с общей суммарной добычей 1300- 1400 т в сутки законсервированы и используются для контрольных замеров пластового давления Д_I. На северо-западном крыле с целью приближения фронта закачки воды к зоне отбора создан дополнительный ряд нагнетательных скважин вдоль внутреннего контура нефтеносности пласта Д_I на расстоянии 1-1,5 км от внешнего ряда эксплуатационных скважин. На юго-восточном крыле освоены все нагнетательные скважины.

За это время для улучшения системы нагнетания воды было освоено 37 нагнетательных скважин, т. е. столько, сколько было освоено за три предыдущих года, в результате чего достигнута кольцевая закачка воды по периметру залежей Д_I и Д_II в объемах, предусмотренных в решении Центральной Комиссии МНП по разработке. В итоге успешного осуществления указанных мероприятий состояние разработки пластов Д_I и Д_II заметно изменилось в сторону ее улучшения.

По состоянию на 1 января 1957 г. из пластов Д и Д_II извлечено около четверти запасов нефти.

По состоянию на 1 января 1957 г. баланс суммарной закачки воды и отбора нефти из пластов с начала разработки характеризуется следующими цифрами:

Таблица 1

Объекты разработки	Баланс, %	Обеспеченность с учетом 20% резерва, % (отток)
Пласт ДI Александровской площади	129,2	107,8
Пласт ДI Туймазинской площади	66,5	55,5
Пласт ДI в целом	78,1	65,0
Пласт ДII	148,2	123,7
В целом ДI+ДII	99,8	83

По уровню текущей закачки воды и отборов нефти на 1 января 1957 г. баланс составляет:

Таблица 2

Объекты разработки	Баланс с учетом 20% резерва, % (отток)
Пласт ДI Туймазинской площади	108,1
Пласт ДI Александровской площади	127,9
Пласт ДI в целом	113,8
„ ДI	152,8
. ДI + ДII	122,0

Приведенный в таблицах цифровой материал показывает, что объемы текущей закачки стали значительно перекрывать отбор по всем объектам, в том числе и по пласту Д_I собственно Туймазинской площади. Ликвидированы большие разрывы и достигнута круговая закачка воды почти по всему периметру пластов Д_I и Д_II. К концу 1956 г. достигнут баланс суммарного объема отбора нефти и закачки воды в пласты, что имеет существенное значение, если учесть наличие литологической связи между пластами.

Полное прекращение отбора нефти из скважин Д_I расположенных в центральной сводовой площади залежи, значительный темп увеличения объемов закачки воды в Д_I Туймазинской площади и приближение закачки к местам отбора вызвали соответствующий равномерный и быстрый рост пластового давления как в самом Д_I, так и в Д_II

Значительный рост давления в пластах, приведенный в табл. 3 и наглядно показанный на графиках, характеризующих состояние разработки объектов (рис. 1 и 2), резко улучшил эксплуатацию всего фонда скважин.

Текущий и суммарный эффект от заводнения по объектам с начала разработки по состоянию на 1 января 1957 г. приведен в табл. 4.

Таблица 4

Объекты разработки	Текущий эффект, %	Суммарный эффект с начала разработки, %
ДI - Александровская площадь	91,3	78,0
ДI - Туймазинская площадь	74,1	43,9
ДII	83,1	52,2

Как видно из табл. 4, большая часть нефти, добываемой из каждого пласта Туймазинского месторождения, получается за счет поддержания пластового давления.

Для характеристики улучшения состояния разработки отдельных пластов и площадей приводим анализ состояния эксплуатационного и нагнетательного фонда скважин.

Действующий эксплуатационный фонд по пласту Д_I на 1 января 1957 г. состоит из 482 скважин, из них 202 - фонтанные, 90 - работающие на электропогружных и 190 на глубоких насосах. Часть фонда глубинно-насосных скважин к сентябрю 1955 г. из-за низкого пластового давления работала периодически. В настоящее время в связи с возросшими пластовыми давлениями этой категории скважин нет, весь фонд скважин работает непрерывно. Число действующих нагнетательных скважин увеличилось с 32 в сентябре 1955 г. до 46 к 1 января 1957 г. Если тогда на одну действующую нагнетательную скважину приходилось 14,6 эксплуатационных скважин, то сейчас приходится 10,5.

Успешное освоение значительного количества новых нагнетательных скважин позволило производить закачку воды в пласт более равномерно по всему периметру залежи (рис. 3).

Анализ карт изобар показывает, что в течение всех четырех кварталов наблюдался довольно равномерный рост пластового давления во всех частях залежи в соответствии с характеристикой пласта. В результате этого скважины, в прошлом перешедшие из фонтанных в насосные, вновь переходят на фонтанирование.

В течение 1956 г. число скважин, перешедших вновь на фонтанирование, достигло 105.

Обводненность фонда эксплуатационных скважин на 1 января 1957 г. характеризуется наличием 204 скважин, дающих нефть с водой, т. е. почти 42% фонда скважин работает с водой. 42 скважины содержат воды до 2%, 83 - от 2 до 20 %, 79 - свыше 20 %.

Из 204 скважин на водоплавающей части залежи, т. е. за начальным внутренним контуром, расположено 65 скважин.

Общее содержание воды в товарной нефти выросло до 6,2% против 3,9% в сентябре 1955 г., что, естественно, связано с увеличением закачки воды и другими причинами, на которых остановимся ниже.

Рост числа скважин, дающих нефть с водой, характеризуется следующими данными: за 1953 г. вода появлялась в 31 скважине, за 1954 г. - в 32 скважинах, за 1955 г. - в 50 скважинах, а за 1956 г. - в 25 скважинах.

Интенсивность роста процентного содержания воды в скважинах в процессе их эксплуатации различна и зависит не столько от объемов отбора нефти, сколько от местоположения скважин на структуре и от качества цементного кольца против эксплуатационного объекта. Например, в скважинах северо-западного пологого крыла рост содержания воды идет значительно медленнее, чем в скважинах юго-восточного, относительно более крутого крыла. Быстро растет обводненность скважин, расположенных на «водоплавающих» частях залежей. Часты случаи, когда водонефтяной раздел в пласте на 5 м и более ниже отверстия интервала перфорации, а скважина с момента пуска дает нефть с водой, что, несомненно, является результатом плохого качества цементного кольца. Случаи некачественного тампонажа скважин стали частыми, особенно в последнее время, когда тампонаж скважин осуществляется цементом Стерлитамакского завода.

Испытание Стерлитамакского цемента, проведенное в ЦНИЛ Туймазанефть, показало, что цементный камень начинает трескаться в пластовой воде через 9 месяцев, а через 9,5 месяца вовсе разрушается. Поэтому не случайно, что значительное количество скважин с высоким содержанием воды расположено в зоне текущей водоплавающей полосы залежи.

Следует отметить также массовый характер преждевременного обводнения скважин из-за конусообразования. На ряде участков залежей Д_I и Д_II во многих скважинах появляются подошвенные воды при отметках нижних отверстий фильтра на 25-30 м выше текущего водонефтяного контакта.

Образование конусов воды ведет к осложнению эксплуатации скважин, срыву фонтанирования при высоких пластовых давлениях и вынужденному ремонту для изоляции подошвенных вод. Однако, несмотря на очень большой ущерб, наносимый рациональной разработке залежей образованием конусов воды, эффективной борьбы с этим явлением еще не ведется.

В целом состояние обводненности пласта Д тревожное, поэтому следует более кропотливо регулировать отбор и закачку, а также улучшать качества тампонажных работ, сохраняя достигнутый уровень добычи нефти из пласта.

Пласт Д_I на Александровской площади в чисто нефтяной части залежи разбурен полностью. Ширина водоплавающей части залежи Д_I на северо-западном крыле Александровской площади достигает 8-10 км и поэтому разрабатывается самостоятельно.

На 1 января 1957 г. действующий эксплуатационный фонд на всей Александровской площади составляет 179 скважин, из них 73 фонтанные, 24 работают на электропогружных и 82 на глубоких насосах. Нагнетание воды ведется через 22 скважины против 17 скважин в сентябре 1955 г. На одну действующую нагнетательную скважину приходится 8 эксплуатационных скважин.

Как показано выше, баланс отбора нефти и закачки воды в пласт, как текущий, так и с начала разработки, положительный.

Текущая закачка перекрывала отбор с четвертого квартала 1955 г., а к концу 1956 г. избыток закачки над отбором составлял 4700 м³/сутки. Тем самым созданы благоприятные технологические условия для регулирования разработки.

В течение всех четырех кварталов 1956 г. давление в пласте быстро поднималось: за год выросло на 18,9 ат. Наиболее высокие давления в пласте отмечаются на северо-западном крыле и в центральной части Александровской структуры, т. е. на тех участках залежи, где пласт имеет большие мощности и хорошую проницаемость. Наиболее низкие пластовые давления приурочены к песчаникам Д_I с ухудшенными физико-геологическими параметрами.

На этих участках залежи весь: фонд эксплуатационных скважин работает механизированным способом, несмотря на то, что они окружены кольцом действующих нагнетательных скважин (см. карту разработки).

В связи с перемещением контура за год обводнилось 7 скважин. Из всего действующего фонда с содержанием воды в нефти работают 54 скважины.

По степени обводненности скважины распределяются следующим образом: 8 скважин содержат воды до 2 %, 13 - от 2 до 20 %, 33 - более 20 %.

Скважины с высоким содержанием воды в добываемой нефти расположены в местах развития песчаников с хорошими коллекторскими свойствами, там, где отбор и закачка идут более высокими темпами, и на водоплавающей части залежи северного крыла. Для достижения высоких темпов разработки на участках с ухудшенными коллекторскими свойствами мы считаем рациональным снижать давления на забое глубиннонасосных скважин ниже давления насыщения на 10-15 ат путем увеличения отборов.

Проведенные НПУ Туймазанефть и УфНИИ исследования показали, что снижение забойного давления в указанных пределах не влияет на коэффициент продуктивности. Внедрение этого мероприятия позволит более рационально перераспределить отбор по залежи и улучшит условия стягивания контуров в процессе разработки (Опытные исследования произведены на единичных скважинах, поэтому заключение авторов нуждается в подтверждении. - Ред.).

По сравнению с другими площадями темпы отбора нефти из пласта Д_I на Александровской площади наиболее высокие. Годовой отбор нефти составляет 5,8% от начальных промышленных запасов.

Основные технологические мероприятия, предусмотренные в решении Центральной комиссии МНП по разработке по Александровской площади, выполнены. Однако впереди еще очень много работы по дальнейшему усовершенствованию осуществляемой сложной системы разработки.

Имеются в виду более равномерное распределение нагнетания воды по периметру залежи, борьба с преждевременным обводнением скважин, углубление исследовательских работ по изучению эффективности системы разработки в отношении ожидаемого конечного коэффициента использования запасов нефти и др.

В соответствии с принятой схемой разработки пласта Д_II Туймазинского месторождения разбурен эксплуатационными скважинами по сетке 400 м между скважинами в ряду и 500 м между рядами.

В 1954 г. Центральная комиссия МНП по разработке по нашему предложению вынесла решение о бурении дополнительного ряда эксплуатационных скважин на северо-западном крыле, в водоплавающей части залежи, для выравнивания отбора по крыльям структуры.

На 1 января 1957 г. эксплуатационный фонд состоит из 124 скважин, из которых 47 работают фонтанным способом, 30 - при помощи электропогружных насосов и 47 - на глубинных насосах.

В 1950 г. отбор нефти из пласта достиг максимального уровня и с небольшими отклонениями сохраняется по настоящее время.

В течение ряда лет до начала 1956 г. разработка пласта Д_I осуществлялась со сниженными пластовыми давлениями в результате систематического отставания нагнетания воды, поэтому избыток закачки воды в Д_II уходил на компенсацию отбора в Д_I. В начале 1956 г. резко увеличена и технологически улучшена закачка воды в пласт Д_I, при этом немедленно стали расти пластовые давления примерно одинаковыми темпами как в самом Д_I так и в Д_II. Средневзвешенное давление в Д_II возросло за год на 22,9 ат и на 1 января 1957 г. составляет 150 ат.

Из всего эксплуатационного фонда по состоянию на 1 января 1957 г. дают обводненную нефть 83 скважины, из них 11 скважин содержат до 2% воды, 35 - от 2 до 20 % и 37 - свыше 20 %.

Из 83 обводненных скважин 43 расположены за начальным внутренним контуром нефтеносности - в водоплавающей части залежи. За 1956 г. в результате продвижения контура вода появилась в скважинах. Общее содержание воды в товарной нефти выросло на 4,1% и достигло 10%. Продвижение контуров происходит нормально - параллельно первоначальному их положению. Однако следует отметить, что вода продвигается по подошве пласта с большой скоростью. Из 79 скважин, пробуренных на участке в 2000 га чисто нефтяной части залежи, с водой работают уже 46 и безводными остались только 33 скважины на площади 730 га (см. рис. 4 и 5).

Темп обводнения скважин залежи Д_II, судя по заводненной площади пласта, в результате законтурного заводнения следует считать весьма быстрым и не соответствующим величине суммарного отбора нефти от подсчитанных промышленных запасов.

Чем же объяснить такую неблагоприятную картину? Первое, что следует иметь в виду, - это неточность установления положения текущего водо-нефтяного контакта в зоне эксплуатационных скважин. Как отмечалось выше, из-за образования конусов воды мы имеем в действующих скважинах ненормально высокий контакт, что подтверждается бурением нового ряда скважин на северном участке залежи. Контакты в новых скважинах на 5-7 м ниже среднего контакта, зафиксированного в районе ранее разбуренного участка.

Водонефтяной контакт в скважинах отбивается радиокароттажем, но вследствие несовершенства этого метода (недостаточный охват объема эксплуатируемого пласта) фактически в скважинах мы отбиваем не истинный водонефтяной контакт, а верхнюю границу водяного конуса, отсюда и неточное представление о положении контакта в целом по разрабатываемой части залежи и объеме заводненной части пласта. Это, вероятно, приводит к занижению процента выработки запасов.

Однако есть факты, которые вызывают законную тревогу за эффективную выработку запасов, а именно то, что в ряде скважин, пробуренных за современным контуром нефтеносности (на площади первоначально нефтеносной), по отбору керна и геофизическими исследованиями установлено, что выработка запасов составляет всего от 30 до 70%, т.е. в среднем близка к подсчитанной по объему заводненной площади.

Эти факты заставляют серьезно задуматься над вопросом о темпах закачки воды и отборов нефти (скоростей проталкивания нефти). Надо думать, что вследствие неоднородности разрезов нефтеносных пластов Д_II и Д_I (и других продуктивных пластов Башкирии и Татарии) вытеснение нефти из малопроницаемых пластов отстает и вода, продвигаясь по более проницаемым пластам, преждевременно обводняет эксплуатационные скважины, создавая впечатление полной их разработанности.

Учитывая эти обстоятельства, мы снизили закачку воды в пласт Д_II примерно до 4000 м³/сутки и ограничили отборы нефти из крайних рядов эксплуатационных скважин для предотвращения быстрого обводнения эксплуатационного фонда скважин. Мы считаем необходимым более тщательно изучить поднятый вопрос, так как он имеет первостепенное значение в деле рациональной разработки месторождений. В этом нам должны помочь работники ВНИИ и УфНИИ, контролирующие разработку месторождений.

Резюмируя приведенные данные и соображения, характеризующие состояние разработки девонских залежей нефти Туймазинского месторождения, следует отметить, что:

а) в результате успешного выполнения решений Центральной комиссии МНП по разработке, принятых в сентябре 1955 г., удалось преодолеть долголетнее отставание закачки воды в пласт Д_I;

б) значительно выросли пластовые давления, что обеспечило более благоприятные условия для контроля и регулирования разработки залежей;

в) обеспечен высокий устойчивый уровень добычи нефти из пластов Д_I и Д_II.

Наряду с этими положительными результатами имеют место факты быстрого обводнения скважин и недостаточной выработки запасов из отдельных участков залежей.

Для дальнейшего совершенствования разработки следует осуществить ряд мероприятий.

1. Усилить работы по освоению оставшихся нагнетательных скважин, необходимых для улучшения регулирования нагнетания равномерно по периметру залежи Д_I

2. Объем закачки воды по пластам регулировать в зависимости от необходимого оптимального пластового давления. Оптимальное средневзвешенное пластовое давление установить в пределах 150 ат (давление фонтанирования при обводненности нефти до 50%).

3. Учитывая большую ширину водоплавающей залежи пласта Д_II на северо-западном крыле, для ускорения ее выработки пробурить еще один дополнительный ряд эксплуатационных скважин.

4. Участить нагнетательные скважины в разрезающих рядах (Туймаза, Абсалямово и др.).

5. Учитывая возможность закачки в. пласт Д_II значительно больших объемов воды, чем это требуется для текущего отбора, с целью более полной выработки запасов, начать форсированный отбор жидкости из сильно обводненных скважин этого пласта. По мере увеличения закачки осуществить эти мероприятия и по пласту Д_I.

6. Поручить ВНИИ и УфНИИ исследовать вопрос об оптимальных скоростях продвижения воды при законтурном и внутриконтурном заводнении для конкретных условий девонских месторождений.

7. Поручить НИИГР, ВНИИ и УФНИИ выработать методику отбивки истинного текущего водонефтяного контакта в разрабатываемых залежах.

8. Поручить УфНИИ разработать эффективные методы для борьбы с образованием конусов воды в скважинах.

9. Объединению Башнефть совместно с УфНИИ на основе накопившихся геолого-промысловых материалов поручить составить проект доразработки пластов Д_I и Д_II Туймазинского нефтяного месторождения.

Таблица 3 Динамика изменения количества закачиваемой воды и роста давления в пластах Д_I и Д_II после сентября 1955 г.

Периоды	ДI - Александровская площадь		ДI- Туймазинская площадь		ДII
	среднесуточная закачка воды, м^3	средневзвешенное пластовое давление в зоне отбора на конец квартала, ат	среднесуточная закачка воды, м^3	средневзвешенное пластовое давление в зоне отбора на конец квартала, ат	Среднесуточная закачка воды, м^3	Средневзвешенное пластовое давление в зоне отбора на конец квартала, ат
На 1/1 1956 г.	12 550	118,9	22100	111,7	17 900	127,1
На 1/IV 1956 г.	12 000	122,6	24 000	115,8	15 000	136,3
На 1/VII 1956 г.	13 000	129,6	28 000	123,3	18 200	140,2
На 1 /X 1956 г.	12 400	134,2	30 200	126,3	17 150	145,9
На 1/1 1957 г.	13550	137,8	31 360	131,6	15 360	150,0
Изменения за 5 кварталов	+ 1000	+18,9	+9260	+20,1	-2500	+22,9

Рис. 1. График изменения отбора, закачки и пластового давления по пласту Д_I.

Рис. 2. График изменения отбора, закачки и пластового давления по пласту Д_II.

Рис. 3. Карта суммарных отборов и закачки пласта Д_I Туймазинского нефтяного месторождения (по сост. на 1 января 1957 г).

1 - скважины фонтанные; 2-скважины глубоконасосные; 3 - скважины, дающие нефть с водой; 4-суммарный отбор нефти; 5 - внешний начальный контур нефтеносности; 6 - внешний текущий контур нефтеносности; 7 - внутренний начальный контур нефтеносности; 8 - внутренний текущий контур нефтеносности; 9 - площадь заводненной части залежи.

Рис. 4. Карта суммарных отборов и закачки пласта Д_II Туймазинского месторождения (по сост. на 1 января 1957 г.)

1 - скважины фонтанные; 2 - скважины глубоконасосные; 4- скважины проектируемые; 5 - скважины нагнетательные; 6 - скважины, находящиеся в освоении: 7 - суммарный отбор нефти; 8 - внешний начальный контур нефтеносности; 9 - внешний текущий контур нефтеносности; 10-внутренний начальный контур нефтеносности; 11 - внутренний текущий контур нефтеносности; 12 - площадь заводненной части залежи.

Рис. 5. Карта изобар по пласту Д_II Туймазинского месторождения (по сост. на 1 января 1957 г.) Средневзвешенное пластовое давление в зоне отбора - 150,0; в зоне нагнетания -171,4; в кольцевой зоне 179,4.