В качестве основного вытесняющего агента на начальной стадии разработки рекомендуется применение минерализованной пластовой воды, а по мере обводнения продукции добывающих скважин использование подготовленной подтоварной воды с УПН.
В качестве основного источника водоснабжения для организации системы ППД на месторождении предлагается использовать апт-альб-сеноманский водоносный комплекс, как самый водообильный.
Основным фактором, сдерживающим широкое применение сеноманских вод в системах ППД, является их высокая коррозионная активность по отношению к металлам, однако при закрытой системе сбора и закачки в нефтяные пласты подземные воды апт-альб-сеноманского водоносного комплекса не вызывают активной коррозии оборудования.
Таким образом разработка газовой шапки пласта АП7/2 предполагается без поддержания пластового давления на естественном режиме, разработку нефтяной оторочки пласта АП7/2и пласта БП10/2предусматривается вести с применением системы поддержания пластового давления.
Применение для поддержания пластового давления и воздействия на пласт других методов и технологий на данной стадии изученности пластов АП7/2, БП10/2 не оправдано.
Технологические показатели разработки по вариантам
Прогноз технологически х показателей разработки пласта АП7/2 по сформированным вариантам осуществлен на основе созданной гидродинамической модели .
Ввод нефтяной оторочки пласта АП7/2 в опытно-промышленную эксплуатацию намечен на 2022 г.
В 2027 г. предполагается ввод нефтяной оторочки пласта АП7/2 в промышленную эксплуатацию.
Ввод газовой шапки пласта АП7/2 намечен после выработки запасов нефти.
Нефтяная оторочка пласт АП7/2
Вариант 1
При проектировании нефтяной оторочки намечена реализация выборочной системы разработки с расстоянием между вертикальными скважинами 300 м. Всего запланировано бурение 93 скважин, в т.ч. добывающих – 1 ед. (в период опытно-промышленной разработки) и 73 ед. (в период промышленной разработки), нагнетательных – 19 ед. (в период промышленной разработки), и перевод в эксплуатацию разведочной скважины № 891Р.
Максимальный уровень добычи нефти (30,7 тыс. т) достигается в 2028 г. при КИН – 0,061 д. ед. и темпе отбора от НИЗ 18,46 %.
Срок расчетного периода составит 52 года. Обводненность продукции добывающих скважин на конец периода расчета составит – 92,59 %. На конец периода расчета 2073 г. накопленная добыча нефти составит 166,68 тыс. т, жидкости – 839,30 тыс. т, растворенного газа - 9,72 млн. м3, закачка воды -1762,93 тыс. м3, КИН – 0,153 д. ед.
Вариант 2
При проектировании нефтяной оторочки намечена реализация выборочной системы разработки с расстоянием между горизонтальными скважинами 300-500 м. Всего запланировано бурение 21 скважины, в т.ч. добывающих – 13, нагнетательных – 8.
Максимальный уровень добычи нефти (29,56 тыс. т) достигается в 2022 г. при КИН – 0,044 д. ед. и темпе отбора от НИЗ 17,77 %.
Срок расчетного периода составит 40 лет. Обводненность продукции добывающих скважин на конец периода расчета составит – 93,59 %. На конец периода расчета 2061 г. накопленная добыча нефти составит 143,08 тыс. т, жидкости – 1031,16 тыс. т, растворенного газа - 7,97 млн. м3, закачка воды -1920,93 тыс. м3, КИН – 0,132 д. ед.
С технологической точки зрения вариант 1 является более эффективным, так как утвержденный КИН - 0,153 д.ед. (протокол № 03-18/3 от 15.01.2015) достигается в рамках предложенного варианта. В связи с этим вариант опытно-промышленной разработки нефтяной оторочки пласта АП7/2 предполагает для дальнейшей разработки запасов нефти пласта АП7/2 по варианту 1 на промышленное развитие.
Газовая шапка пласта АП7/2
Вариант 1
В рамках варианта предполагается реализация разработки газовой шапки пласта АП7/2 переводным фондом скважин с вышележащего пласта ПК1. Всего запланирован перевод 6 эксплуатационных скважин.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.