Максимальный годовой отбор газа составит 129,2 млн. м3 в 2057 г., минимальный отбор 8,8 млн. м3 в 2086 г. На конец расчетного периода накопленная добыча составит 7,11 млрд. м3 (КИГ - 0,84 д.ед.). При этом из пласта ПК19 будет отобрано 77,05 % (926,19 млн. м3) от принятых начальных запасов, из ПК20 - 84,79 % (642,71 млн. м3), из ПК221 – 85,48 % (5538,80 млн. м3). Пластовое давление в залежи пласта ПК19 за рассматриваемый период снизится до 3,46 МПа, ПК20 –до 5,25 МПа, ПК221 – до 2,08 МПа. Максимальный фонд действующи х эксплуатационных скважин составит 8 ед. Средний дебит газа снизится с 72,4 тыс. м3/сут до 8,1 тыс. м3/сут.
Вариант 2
В данном варианте аналогично варианту 1 предполагается ввод скважин № 224 и 225 в четвертом квартале 2019 г. со вскрытием пласта ПК221. Кроме того, планируется реперфорация действующих скважин: № 211 в 2052 г. на ПК20, № 221 в 2041 г. на ПК19, № 223 в 2036 г. на ПК20, № 224 в 2057 г. на ПК19 и ПК20, № 896 в 2071 г. на ПК19.
Максимальный годовой отбор газа составит 120,8 млн. м3 в 2020 г., минимальный отбор 9,7 млн. м3 в 2087 г. На конец расчетного периода накопленная добыча составит 6,64 млрд. м3 (КИГ - 0,79). При этом из пласта ПК19 будет отобрано 60,82 % (721,03 млн. м3) от принятых начальных запасов, из ПК20 - 71,1 % (538,98 млн. м3), из ПК221 – 82,85 % (5368,69 млн. м3). Пластовое давление в залежи пласта ПК19 за рассматриваемый период снизится до 6,27 МПа, ПК20 – до 5,25 МПа, ПК221 – до 2,56 МПа. Максимальный фонд действующих эксплуатационных скважин составит 6 ед. Средний дебит газа снизится с 72,4 тыс. м3/сут до 25,5 тыс. м3/сут.
Рисунок 3.3 - Карта эффективных газонасыщенных толщин пласта ПК19
Рисунок 3.4 - Карта эффективных газонасыщенных толщин пласта ПК20
Рисунок 3.5 - Карта эффективных газонасыщенных толщин пласта ПК221
Анализ сводных технологически х показателей разработки показывает, что по основному критерию – накопленной добыче газа, более эффективен вариант 1. Накопленный отбор составит 7,11 млрд. м3, что составляет 84,2 % от утвержденных запасов газа.
Накопленная добыча к концу рассматриваемого периода, по варианту разработки, учитывающему только бурение новых скважин составит 6,64 млрд. м3 газа (78,66 % от утвержденных запасов). Окончательную оценку эффективности разработки по рассмотренным вариантам необходимо провести с технико-экономической точки зрения.
Глава 3.3 Проектирование разработки месторождения_АП_7+
3.3 Обоснование вариантов разработки пласта АП7/2
В настоящее время разработка нижнемеловых отложений месторождения осуществляется на основе «Технологической схемы разработки газоконденсатных залежей нижнемеловых отложений Западно-Таркосалинского нефтегазоконденсатного месторождения», выполненной ООО «ТюменНИИгипрогаз» и утвержденной ЦКР территориального отделения Роснедра по ЯНАО (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 153- Г/2010 от 14.12.2010).
Утвержденные решения последнего проектного документа предусматривали разработку пласта АП7/2 возвратным фондом.
Так как в пласте АП7/2содержатся запасы нефти, то выработка запасов газа по объекту возможна лишь после извлечения запасов нефтяной оторочки, поэтому по объекту II не предусматривалось бурение самостоятельной сетки скважин.
Разработка объекта предусматривалась скважинами, выполнившими свое назначение на нижних эксплуатационных объектах, т.к. для выработки запасов нефти потребуется более 30 лет, варианты извлечения газа из II объекта рассмотрены не были.
При разработке нефтяной оторочки пласта АП7/2 объекта предусматривалось бурение семи горизонтальных, двух наклонно-направленных скважин по периметру залежи и восьми нагнетательных скважин по периметру контура нефтегазового контакта.
Для увеличения приемистости скважин и достижения компенсации отбора предлагалось при вводе в эксплуатацию проводить ГРП в наклонно-направленных нагнетательных скважинах.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.