Уроки разработки Туймазинского нефтяного месторождения, страница 2

до проектной глубины и только в сентябре 1944 г. был достигнут грандиозный успех - открыты залежи в верхах среднего (муллинский горизонт - ДП) и в низах верхнего девона (пашийский горизонт - Д1). В двух скважинах (№№ 100 и 119) были получены мощные фонтаны нефти (до 250 т/сут). С этого времени начался II этап разработки месторождения.

Первые же скважины дали чрезвычайно ценную информацию о специфичных особенностях девонских залежей.

Во-первых было установлено, что юго-восточное крыло структуры более крутое, чем северо-западное (рис. 1). Во-вторых, пластовое давление даже при работе небольшого числа скважин, быстро снижалось, что указывало на слабую активность контурных вод. В-третьих, площадь залежей очень большая.

Эти особенности строения и свойств флюидов поставили ряд проблем, ответы на которые надо было найти.

Месторождение было явно недоразведанным. Не были установлены контуры нефтеносности; запасы нефти можно было оценить лишь качественно - "большие". Как разрабатывать девонские залежи? Если их разбуривать по плотной сетке, то могла повториться уже известная ситуация с угленосным объектом: число скважин растет, а добыча не увеличивается. При большой площади нефтеносности разбуривание залежей могло затянуться на многие годы. Потребность же в нефти была, несмотря на окончание войны, огромной. Следовательно, разведка должна производиться одновременно с эксплуатацией. Опыта разработки подобного месторождения в отрасли не было. Начались поиски решений.

Решение было предложено известным нефтяником Максимовичем Г.К. (1945 г.) - разработку вести с поддержанием пластового давления путем закачки воды в законтурную зону залежей. Для реализации этого смелого предложения руководством Наркомата нефтяной промышленности было создано проектно-изыскательское бюро (ПИБ) при Московском нефтяном институте. В составе сотрудников ПИБа были известные ученые Капишников А.П., Крылов А.П., Бурмин К.Д., Муравьев В.М. Участвовал в этой работе и Трофимук А.А.

Уже в 1945 г. ими была составлена "Предварительная схема разработки пласта ДП (девон). В 1946-47 гг. коллективом в составе Глоговского М.М., Крылова А.П., Мирчинка М.Ф., Николаевского Н.М. была подготовлена "Система разработки первого девонского горизонта...".

В этих работах были предложены следующие основные решения:

1. Разбуривание залежей горизонтов ДI и ДII проводить по сетке 20 га/скв (ДI) и разрабатывать их раздельно. Расположение скважин -батареями (впоследствие этот принцип сохранили по ДI, а по ДII приняли треугольную сетку). Число эксплуатационных скважин: на ДII - 80-90 ед., по ДI - 360 ед.

2. С самого начала разработку залежей производить с законтурным заводнением.

3. Расчетная добыча по ДI - 6.8 млн.т в год.

4. После обводнения продукции на 50% скважину отключают.

5. Равномерно стягивать контур к центру залежи.

В связи с осложнениями при строительстве очистных сооружений и отсутствием технологии освоения нагнетательных скважин закачку воды начали в ДII - в 1948 г., в ДI - в 1949 г. За это время пластовое давление упало в ДII на 4.7 МПа, а в ДI - на 4.9 МПа.

Были приняты меры по форсированию освоения системы заводнения. Во-первых, была упрощена технология подготовки воды для закачки — отказались от ее хлорирования, подкисления соляной кислотой. Уже в 1945 г. была опробована закачка воды из р.Ик, а с 1949 г. начата закачка подрусловой воды. Компенсацию отборов закачкой достигли позднее - по ДП - в 1950 г., а по Д1 - в 1957 г.

В 1952 г. учеными ВНИИнефти им. Крылова А.П. был сделан важный вывод о невозможности выработки запасов обширных водонефтяных зон за счет законтурного заводнения. В связи с этим предложено разбуривать их самостоятельной сеткой скважин, что и было реализовано на Северо-Александровской площади в 1955-57 гг. В дальнейшем этот принцип был распространен на другие участки -Городскую, Заитовскую площади и др.

В начале 50-х годов Пермяков И.Г., который осуществлял научный контороль за разработкой девонских залежей, высказал предположение о наличии гидродинамических «окон» между ДI и ДII.