Анализ разработки и система сбора, подготовки газового конденсата на Западно-Таркосалинском газовом промысле, страница 14

В качестве граничных условий для разработки нефтяной оторочки пласта АП7/2, при достижении одного из которых проектные скважины выбывают из эксплуатации, приняты следующие параметры:

Нефтяная оторочка пласта АП7/2

Поскольку нефтяная оторочка пласта АП7/2 является слабоизученной, а основная часть запасов приурочена к категории С2 (74%), нефтяная оторочка является объектом доразведки. С целью доразведки и оценки перспектив освоения нефтяной оторочки рассмотрен вариант опытно-промышленной разработки, и два варианта на перспективное развитие нефтяной части пласта АП7/2.

В рамках опытно-промышленной разработки пласта АП7/2 необходимо выполнить исследования керна на определение относительной фазовых проницаемости, коэффициентов остаточной нефтенасыщености и водонасыщенности. Для оценки продуктивности скважин необходимо выполнить комплекс гидродинамических исследований по эксплуатационному фонду скважин. Произвести отбор глубинных проб нефти и газа для изучения физико- химически х свойств пластовых флюидов.

Опытно-промышленная разработка нефтяной оторочки пласта АП7/2

Данный вариант предполагает бурение одной наклонно - направленной скважины и вовлечение в разработку разведочной скважины № 891Р. Схема размещения проектных скважин представлена на рисунке 3.12.

Вариант на полное развитие нефтяной оторочки пласта АП7/2

Вариант 1

Данный вариант предполагает бурение 72 наклонно-направленных скважин с расстоянием между скважинами 300 метров и 19 нагнетательных скважин, расположенных за контуром водонефтяного контакта. Для увеличения приемистости скважин и компенсации отборов нефти предлагается при вводе в эксплуатацию проводить ГРП в нагнетательных скважинах. Схема размещения проектных скважин представлена на рисунке 3.13.

Вариант 2

Данный вариант предполагает бурение 11 горизонтальных скважин с проходкой по продуктивному пласту 600 метров и шести нагнетательных скважин. Для увеличения приемистости скважин и достижения компенсации отборов нефти предлагается при вводе в эксплуатацию проводить ГРП в нагнетательных скважинах. Схема размещения проектных скважин представлена на рисунке 3.14.

Газовая шапка пласта АП7/2

Разработка газовой шапки пласта АП72 предусматривается после извлечения запасов нефти пласта АП7/2. Дальнейшая эксплуатация газовой шап ки пласта АП7/2 рассмотрена по двум вариантам на перспективное развитие.

Вариант 1

Данный вариант предполагает разработку газовой шапки пласта АП7/2 переводным фондом скважин с вышележащего пласта ПК1. Схема размещения проектных скважин представлена на рисунке 3.15.

Вариант 2

Данный вариант предполагает бурение 3 кустов наклонно-направленных скважин (по 4 скважины в кусте) с целью обеспечения максимальной степени дренирования газовой части залежи.

Схема размещения проектных скважин (891Р..??? !!!!)

Рисунок 3.12 – Схема размещения проектного фонда скважин на период опытно- промышленной разработки нефтяной оторочки пласта АП7

Рисунок 3.13 – Схема размещения проектного фонда скважин на период промышленной разработки нефтяной оторочки пласта АП7/2. Вариант 1

Рисунок 3.14 – Схема размещения проектного фонда скважин на период промышленной разработки нефтяной оторочки пласта АП7/2. Вариант 2

Рисунок 3.15 – Схема размещения проектного фонда скважин газовой шапки пласта АП7/2. Вариант 1

Рисунок 3.16 – Схема размещения проектного фонда скважин газовой шапки пласта АП7/2. Вариант 2

Обоснование агентов воздействия на пласты и способов поддержания пластового давления.

Основным методом воздействия на пласт при разработке нефтяных месторождений в Западной Сибири является заводнение, которое направлено на поддержание пластового давления и вытеснение нефти из гидрофильного пласта. Эксплуатацию нефтяной оторочки пластов АП7/2 и БП10/2 Западно-Таркасалинского месторождения предлагается вести с использованием системы поддержания пластового давления.