Газоконденсатные залежи
Проектными решениями «Технологической схемы...» газоконденсатные залежи объединены в четыре эксплуатационных объекта:
- II объект (пласты АП6, АП7/2, АП8), потенциальное содержание конденсата до 14 г/м3;
- III объект (основные пласты БП5, БП6/2, БП7/1, а также пласты возможного приобщения БП2/2, БП4 и БП6/1);
- IV объект (пласты БП8, БП9/1, БП10/1);
- V объект (две залежи пласта БП12 и основная залежь пласта БП11/1).
Последние три объекта характеризуются высоким начальным содержанием конденсата (229-327 г/м3).
Газоконденсатные пласты АП8, АП7/2 и АП6 сходны составами пластовых флюидов и характеризуются малым содержанием в них жидких углеводородов (14 г/м3).
Пласты совпадают в структурном плане и могут разрабатываться как единый объект II. При этом газонасыщенная часть залежи пласта АП72, если будет доказана эффективность и целесообразность добычи нефти, приобщается к эксплуатации после извлечения основных запасов.
Несмотря на то, что пласты III-V объектов совпадают в структурном плане, низкие значения толщин, а также присутствие значительного количества воды в разрезе продуктивных пластов ведут к необходимости разработки залежи горизонтальными скважинами, что в свою очередь предполагает обоснование собственной сетки скважин для каждого из объектов.
3.2. Обоснование вариантов разработки I объект
I эксплуатационный объект Западно-Таркосалинского месторождения включает в себя три газовых залежи пластов ПК19, ПК20 и ПК22/1. В настоящее время добыча газа производится только из пласта ПК22/1 фондом из 4 скважин (скважины № 896, 211, 221, 223) с подачей продукции в сеноманский газосборный шлейф. В качестве ограничения проектных режимов работы было выбрано устьевое давление, рассчитанное на комплексной геолого-технологической модели сеноманской залежи Западно- Таркосалинского НГКМ. Кроме того, учитывалось ограничение скоростного режима водогазовой смеси на устье скважин 15 м/с.
Расчет технологических показателей разработки I эксплуатационного объекта осуществлялся в программном комплексе Eclipse на фильтрационной модели, адаптированной на фактическое состояние обустройства промысла на 01.01.2015. В качестве вариантов разработки было рассмотрено три варианта:
0 вариант. Соответствует утвержденному проектом варианту. Подразумевает разработку I эксплуатационного объекта действующим фондом скважин.
1 вариант. Предполагает бурение и ввод двух горизонтальных скважин и двух боковых стволов с сеноманских скважин на пласт ПК22/1. Кроме того, по мере выбытия предполагается перевод скважин в эксплуатацию на вышележащие пласты ПК19 и ПК20 (рисунок 3.2). Схема расположения проектных скважин представлена на рисунках 3.3 - 3.5.
2 вариант. Предполагает оптимизацию варианта 1 путем исключения бурения боковых стволов.
Вариант 0
Накопленный отбор газа составит 5,41 млрд. м3, при этом коэффициент газоотдачи от утвержденных запасов I объекта составит 64,1 %, от запасов пласта ПК22/1 - 83,5 %. Годовая добыча газа за расчетный период изменится с 93,8 млн. м3 до 3,6 млн. м3. Суточный отбор газа изменяется от 0,28 до 0,01 млн. м3/сут. Пластовое давление в эксплуатационной зоне пласта ПК221 за рассматриваемый период снизится до 1,18 МПа, при этом устьевое давление составит 0,20 МПа. Эксплуатационный фонд скважин сократится до 1 ед. Дебит газа на конец 2099 г. составит 10,3 тыс. м3/сут.
Вариант 1
В данном варианте предполагается ввод скважин № 224 и 225 в четвертом квартале 2019 г. со вскрытием пласта ПК22/1, бурение боковых стволов предполагается в следствии выбытия сеноманских скважин 1094 и 1064 в 2028 г. и в 2037 г. соответственно. Кроме того, предполагается реперфорация действующих скважин: № 211 в 2042 г. на ПК20, № 221 в 2034 г. на ПК19, № 223 в 2033 г. на ПК20, № 224 в 2048 г. на ПК19 и ПК20, № 896 в 2058 г. на ПК19, № 1064_2 в 2068 г. на ПК19.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.