К утверждению проектов разработки центральных площадей Ромашкинского и Шкаповского месторождений
В Центральной комиссии по разработке нефтяных и газовых месторождений МНП СССР с 1 по 4 апреля 1957 г. проводилось обсуждение уточненных проектов разработки шести центральных площадей Ромашкинского месторождения объединения Татнефть и пласта ДIV Шкаповского месторождения объединения Башнефть, составленных Всесоюзным нефтегазовым научно-исследовательским институтом (ВНИИ).
Обсуждению предшествовала работа экспертных комиссий, составленных из геологов и инженеров объединений Татнефть, Башнефть, Куйбышевнефть, Краснодарнефть, Сталинграднефть, Саратовнефть и представителей научно-исследовательских институтов УфНИИ, ТатНИИ и Гипровостокнефти.
В процессе обсуждения на заседании Центральной комиссии, а также в заключениях экспертных комиссий были подвергнуты серьезной критике отдельные принципы, положенные в основу представленных проектов разработки.
Основная дискуссия развернулась вокруг вопроса о плотности размещения эксплуатационных скважин на разрабатываемых площадях Ромашкинского месторождения.
В рекомендуемых институтом вариантах разработки Миинибаевской, Абдрахмановской и Павловской площадей предусматривалось сохранение на первых этапах, разработки существующих расстояний между скважинами в 600 м и между рядами в 1000 м, а на последнем этапе разработки - уплотнение скважин на линии стягивания контуров до 200-метровой сетки.
На Альметьевской площади институт рекомендовал принять сетку в зоне разбуривания в 52 га (650 м X 800 м).
В пересчете на всю площадь нефтеносности площадь, приходящаяся на одну эксплуатационную скважину, по всем рассмотренным проектам в среднем составляет от 70 до 100 га.
В заключениях экспертных комиссий, а также в отдельных выступлениях отмечалось, что пласт ДI на Ромашкинском месторождении отличается сложным геологическим строением с резкой фациальной изменчивостью; проницаемость песчаников сильно изменяется как по площади продуктивного горизонта, так и по мощности разреза, в связи с чем большие расстояния между скважинами могут вызвать снижение конечного коэффициента нефтеотдачи.
При выборе сетки скважин на центральных площадях Ромашкинского месторождения рекомендовалось учитывать опыт разработки Туймазинского, Бавлинского и Серафимовского месторождений и принять сетку с площадью 20-35 га на одну скважину.
Отмечалось, что методика определения зависимости снижения нефтеотдачи от плотности сетки эксплуатационных скважин, предлагаемая институтом, дает преуменьшенные значения относительных потерь нефти.
В.П. Бухарцев (Институт нефти АН СССР) представил графические построения, показывающие, что величина потерь нефти из-за разрежения сетки скважин в условиях Ромашкинского месторождения значительно выше, чем принято в расчетах ВНИИ.
Интересные данные по зарубежному опыту в связи с плотностью расстановки скважин привел в своем выступлении проф. В.Н. Щелкачев. По 45 крупным нефтяным месторождениям США с извлекаемыми запасами нефти свыше 41 млн. т в каждом средняя площадь, приходящаяся на одну скважину, составляет 6,82 га, считая на всю площадь нефтеносности залежи. Если взять из этих месторождений более молодые, где извлечено нефти менее 40% от запасов, то по этой группе месторождений средняя площадь на скважину составляет 11,4 га. Отмечая тенденцию к уменьшению плотности сетки скважин, В.Н. Щелкачев подчеркивает, что месторождений с площадью свыше 16 га на скважину насчитывается только единицы, причем в каждом конкретном случае это связано с коллекторскими свойствами пласта (например, с трещиноватостью на месторождении Спраберри) или с рельефом местности (месторождение Пембино в Канаде и Парентис во Франции).
Совещание пришло к единому мнению, отметив, что в проектах разработки Миннибаевской, Абдрахмановской и Павловской площадей расстояние между нагнетательными скважинами и первым эксплуатационным рядом принято очень большим - 2000 м.
Так как эта площадь, составляющая от 37 до 52% от всей площади, выделенной для разработки, не разбуривается, были высказаны опасения о возможности значительного снижения конечной нефтеотдачи пласта.
Институт предложил для повышения темпов отбора нефти во всех представленных проектах увеличить давление на контуре нагнетания относительно начального пластового давления.
Это предложение также вызвало живое обсуждение. В частности, экспертная комиссия, работавшая под председательством А.З. Дубинина, отметила возможность перетока нефти из пласта ДI в водоносный пласт ДII в зонах повышенных давлений и рекомендовала для предупреждения этих потерь не применять повышенных давлений на линии нагнетания на первом этапе разработки до обводнения площади между нагнетательными скважинами и первым эксплуатационым рядом скважин.
Г.К. Максимович высказал соображения, что для повышения давления на фронте нагнетания до запроектированного значения в 225 ат из-за наличия четкой связи между пластами ДI и ДII, понадобится значительно повысить объем закачиваемой в пласт воды против предусмотренного в проектах. При этом он сослался на практику законтурного заводнения на Бавлинском месторождении, где длительная закачка повышенных объемов воды не обеспечила существенного повышения пластового давления в зоне нагнетания.
Как известно, вопрос о повышении давления на линии нагнетания при внутриконтурном заводнении на Ромашкинском месторождении рассматривался неоднократно. На Всесоюзном совещании по добыче нефти в г. Куйбышеве (июнь 1956 г.) было принято решение провести опытные работы на отдельных залежах нефти в Башкирии и только после этого сделать окончательные выводы о широком внедрении этого предложения в практику разработки нефтяных месторождений.
Приходится сожалеть, что до сего времени не начата реализация этого решения.
Много возражений вызвала принятая в проектах величина среднего дебита эксплуатационных скважин. Для Миннибаевской площади средний дебит для первого этапа разработки принят равным 141 т в сутки, для Абдрахмановской площади - 131,5 т в сутки; для пласта ДIV Шкаповского месторождения, имеющего среднюю нефтенасыщенную мощность всего 6,6 м при водоплавающей зоне, занимающей 84% всей нефтеносной площади, средний дебит на первом этапе разработки принят равным 91 т в сутки, а на седьмом и восьмом этапах - соответственно 230 и 340 т в сутки.
Совершенно очевидно, что значения среднего дебита скважин также сильно завышены.
Экспертная комиссия, работавшая под председательством Р. Мингареева, в своем заключении записала, что нельзя согласиться с запроектированными дебитами по Шкаповскому месторождению, так как в водоплавающей зоне при эксплуатации необходимо иметь пониженные депрессии, чтобы обеспечить продление сроков эксплуатации скважин и повышенную нефтеотдачу.
Для обоснования запроектированных дебитов в условиях водоплавающей залежи приводятся данные промысловых исследований отдельных скважин, проведенных институтом совместно с НПУ Бугульманефть на Абдрахмановской площади. Однако этих данных, как отметила в своем выступлении главный геолог НПУ Бугульманефть М.М. Иванова, недостаточно, так как было исследовано всего 12 скважин с незначительной обводненной мощностью пласта (10-20% от всей мощности) при максимальной депрессии на пласт, не превышающей 19 ат, и в течение сравнительно непродолжительного времени.
В отдельных проектах, представленных институтом, предусматривалось осуществление переноса фронта нагнетания при обводнении второго эксплуатационного ряда скважин на 50%. При этом предполагалось, что все скважины первого, ранее оставленного эксплуатационного ряда будут к этому времени полностью обводнены.
Такая схема была принята и положена институтом в основу всех последующих технико-экономических pасчетов.
Многие из выступавших отмечали, что вследствие значительной неоднородности пласта извлечение нефти из слабопроницаемых участков пласта будет продолжаться многие годы, скважины не будут отключаться в сроки, принятые в проектах. Таким образом, все технико-экономические показатели, полученные в проектах (срок разработки, уровень добычи по годам и т. д.), являются нереальными. В своих заключениях все экспертные комиссии признали, что перенос фронта нагнетания, предлагаемый институтом после обводнения на 50% второго ряда эксплуатационных скважин, нельзя считать целесообразным.
В результате широкого обсуждения принципиальных положений, принятых институтом, Центральная комиссия по разработке утвердила представленные проекты разработки отдельных площадей Ромашкинского месторождения со значительными изменениями, отражающими в той или иной степени высказанные при обсуждении замечания. В частности, по Миннибаевской площади было принято решение пробурить дополнительный ряд эксплуатационных скважин впереди первого существующего ряда. Наряду с сокращением неразбуриваемой площади между фронтом нагнетания и зоной отбора это позволит значительно снизить средний дебит эксплуатационных скважин.
Разбуривание центральной зоны Миннибаевской площади намечено осуществить с расстояниями между рядами в 600 м и между скважинами в рядах в 500 м. Расстояние внутреннего ряда эксплуатационных скважин до центрального разрезающего ряда намечено установить в 1200 м.
Давление на контуре нагнетания принято равным 185 ат, т.е. несколько выше начального пластового давления (175 ат), но значительно ниже, чем было рекомендовано институтом (225 ат).
На Абдрахмановской и Павловской площадях также решено пробурить дополнительный ряд эксплуатационных скважин впереди первого существующего ряда, а на Абдрахмановской площади - и впереди внутреннего (третьего) существующего ряда эксплуатационных скважин.
Вопрос о бурении эксплуатационных скважин между существующими рядами на Миннибаевской, Абдрахмановской и Павловской площадях решено рассмотреть дополнительно после проведения комплекса исследовательских работ по изучению геологического строения пласта на этом участке и накопления данных по разработке площадей.
Проведение исследовательских работ решено возложить на объединение Татнефть совместно с ВНИИ и ТатНИИ в течение 1957-1959 гг. Кроме получения дополнительных данных о строении продуктивного горизонта при помощи глубинных дебитомеров, гидроразведки и т. д., промысловые исследования должны установить условия эксплуатации скважин с подошвенной водой и дать ответ о возможности получения в этих условиях высоких дебитов нефти.
По Южно-Ромашкинской и Зеленогорской площадям приняты те варианты проектов, в которых предусмотрено наиболее плотное размещение скважин с площадью, приходящейся на одну скважину, в 24 га (в зоне разбуривания).
Проект разработки пласта ДIV Шкаповского месторождения утвержден для первого этапа разработки с изменением принятого в проекте среднего дебита с 91 до 60 т в сутки, что повлечет за собой соответствующее снижение уровня добычи по залежи.
Наряду с этим УфНИИ, которому передается все дальнейшее проектирование разработки Шкаповского месторождения, поручено в дополнение к принятому проекту разработать необходимые мероприятия по закачке воды в центральную часть залежи и обосновать возможность бурения дополнительных рядов эксплуатационных скважин.
В заключение следует отметить, что опыт рассмотрения проектов разработки площадей Ромашкинского и Шкаповского месторождений с широким привлечением геологов и инженеров из нефтедобывающих объединений, нефтепромысловых управлений и периферийных научно-исследовательских институтов полностью себя оправдал. При обмене мнениями была получена возможность широко осветить и использовать уже накопленный опыт разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления в восточных районах страны и благодаря этому выбрать оптимальный вариант разработки основных площадей Ромашкинского и Шкаповского месторождений на ближайшее пятилетие.
Н. Чернов