- вариант 5 – восстановление первоначальной системы ППД вводом нагнетательных скважин 17, 74, 197 (85) и остановка нагнетательной скважины 43. Данные мероприятия в рассматриваемом варианте вводились в программу с 2002 года для точного и полного определения эффекта от изменения системы заводнения;
- вариант 6 – в дополнение к восстановлению первоначальной системы ППД в программу введено условие перераспределения по полугодиям объемов закачки между восточным и западным участками при сохранении неизменных годовых объемов закачки как по центральному участку, так и в целом по залежи;
- вариант 7 – по результатам расчета варианта 6, которые показывают неэффективность в прогнозном периоде увеличения закачки по западному участку, рассмотрен альтернативный вариант с остановкой нагнетательной скважины 10 на данном участке и, как следствие, уменьшением объемов закачки в целом по залежи.
Вариант 4. Результаты расчетов (таблицы 4.1.4 и 4.1.13) показывают, что увеличение накопленной добычи нефти на конец прогнозного периода по сравнению с базовым вариантом составит всего 2,3 тыс. т. Основной эффект от проведения циклической закачки на восточном участке проявится по скважине 82 (рис.4.1.3а).
Вариант 5. Результаты расчетов (таблицы 4.1.5 и 4.1.13, рис.4.1.4) показывают, что восстановление первоначальной системы ППД позволит по сравнению с базовым вариантом дополнительно отобрать 62 тыс.т нефти.
По варианту 5 за период 2002-2010 г.г. из залежи будет отобрано 789,2 тыс.т нефти. Годовая добыча в 2010 г. составит 73,7 тыс. т (на 5% больше базового) при среднегодовой обводненности продукции 88,9% (на 0,5% меньше базового).
Вариант 6. Результаты расчетов (таблицы 4.1.6 и 4.1.13, рис.4.1.5) показывают, что увеличение закачки по скважине 10 при организации циклического заводнения между восточным и западным участками (в дополнение к восстановлению первоначальной системы ППД - вариант 5) приводит к уменьшению добычи нефти в целом за прогнозный период на 15,8 тыс.т. И только начиная с 2009 года намечается проявление эффекта, выраженного в росте годовых отборов нефти при снижении обводненности.
По варианту 6 за период 2002-2010 г.г. из залежи будет отобрано 773,4 тыс.т нефти. Годовая добыча в 2010 г. составит 75,2 тыс.т (на 7% больше базового) при среднегодовой обводненности продукции 88,6 % (на 0,8 % меньше базового).
Вариант 7.Результаты расчетов (таблицы 4.1.7 и 4.1.13, рис.4.1.6) показывают, что остановка скважины 10 в дополнение к восстановлению первоначальной системы ППД (вариант 5) приводит к увеличению добычи нефти в целом за прогнозный период на 25,6 тыс.т.
По варианту 7 за период 2002-2010 гг. из залежи будет отобрано 814,8 тыс.т нефти. Годовая добыча в 2010 г. составит 74,6 тыс.т (на 6% больше базового) при среднегодовой обводненности продукции 88,7 % (на 0,7% меньше базового).
Назначением трех последующих вариантов (8, 9 и 10) является оценка потенциальных возможностей увеличения отборов по залежи и выработка остаточных запасов нефти вводом в работу новых добывающих скважин.
Вариант 8. По данному варианту предусматривалось, в дополнение к восстановлению первоначальной системы ППД в 2002 году, ввод шести новых добывающих скважин в зоне стягивающего ряда: скв. 91, 155, 195, 196, 198, 258 .
Результаты расчетов (таблицы 4.1.8 и 4.1.13, рис.4.1.7) показывают, что по варианту 8 за период 2002-2010 г.г. из залежи будет отобрано 1107,4 тыс.т нефти.
Годовая добыча в 2002 г. составит 146,8 тыс. (на 54% больше базового), в 2010 г. - 100,7 тыс. т (на 43% больше базового) при среднегодовой обводненности продукции 86,0 %
(на 3,4% меньше базового).
Всего за прогнозный период добыча нефти из новых скважин составит 318,2 тыс.т или 53 тыс.т на скважину. Как показывают расчеты, ввод намеченных скважин при увеличении отборов нефти не приводит к существенному изменению характера выработки остаточных запасов нефти. Так, по-прежнему, остается невыработанной зона в районе скважин 112, 142, 152 (рис. 4.1.10).
Вариант 9. По данному варианту предусматривалось, в дополнение к восстановлению первоначальной системы ППД и вводу шести новых добывающих скважин в 2002 г., дополнительное восстановление в 2003 году добывающей скважины 60 в невыработанной зоне в районе скважин 112, 142, 152 (рис. 4.1.10).
Результаты расчетов (таблицы 4.1.9 и 4.1.13, рис.4.1.8) показывают, что по варианту 9 за период 2002-2010 г.г. из залежи будет отобрано 1168,1 тыс.т нефти, по скважине 60 – 61,0 тыс.т. Годовая добыча нефти в 2010 г. составит 104,3 тыс.т при среднегодовой обводненности продукции 85,9 %.
Вариант 10. Уточненный по годам вариант, предусматривающий восстановление первоначальной системы ППД и ввод шести новых добывающих скважин в соответствии с планом проведения утвержденных ГТМ. Результаты расчетов представлены в таблицах 4.1.10 и 4.1.13, рис.4.1.9.
Вариант 11. Вариант рассчитан на основе базового. В программу вводилось отключение высокообводненных скважин: 6, 149, 157, 166.
Как показывают расчеты (таблицы 4.1.11 и 4.1.13, рис. 4.1.11), добыча нефти за период 2002 – 2010 г.г. составит 645 тыс.т, что на 82,1 тыс.т меньше базового варианта. Добыча воды уменьшится по сравнению с базовым на 2991,2 тыс.т, обводненность в 2010 году составит 80,6%.
Вариант 12. По сравнению с вариантом 11 уменьшена в 2 раза закачка воды. Отбор воды и обводненность за период 2002 – 2010 г.г. изменяются незначительно. Добыча нефти за период составит 654,6 тыс.т (таблицы 4.1.12 и 4.1.13, рис. 4.1.12).
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.