Всего за расчетный период накопленный отбор составит 1109,57 млн. м3, коэффициент газоотдачи составит 86,82 % от утвержденных запасов газа. Действующий фонд эксплуатационных скважин к концу рассматриваемого периода составит 1 ед. Средний дебит составит 10,04 тыс. м3/сут. Максимальный отбор газа ожидается на третий год разработки и составляет 104,31 млн. м3, минимальный отбор - 3,37 млн. м3 на конец расчета. Пластовое давление к концу рассматриваемого периода по скважинам эксплуатационного фонда составит 1,04 МПа.
Вариант 2
В рамках варианта намечена реализация разработки газовой шапки пласта АП7/2 переводным фондом скважин с вышележащего пласта ПК1. Всего запланирован перевод 6 эксплуатационных скважин. Всего за расчетный период накопленный отбор составит 1117,99 млн. м3, коэффициент газоотдачи составит 87,48% от утвержденных запасов газа. Действующий фонд эксплуатационных скважин к концу рассматриваемого периода составит 1 ед. Средний дебит составит 15,17 тыс. м3/сут. Максимальный отбор газа ожидается на четвертый год разработки и составляет 192,21 млн. м3, минимальный отбор - 5,26 млн. м3 на конец расчета. Пластовое давление к концу рассматриваемого периода по скважинам эксплуатационного фонда составит 1,28 МПа.
Технологические показатели разработки газовой шапки пласта АП7/2 по двум вариантам приведены в таблицах 3.7-3.8 и на рисунке 3.18.
Анализ технологических показателей разработки газовой шапки пласта АП7/2 свидетельствует о большей эффективности варианта 2, при этом необходимо учесть окончательную экономическую оценку.
3.4 Обоснование вариантов разработки пласта БП10/2
Основные условия и ограничения, принятые при проектировании пласта БП10/2:
1) разработка залежи начинается с периода опытно-промышленной разработки (ОПР) продолжительностью 5 лет путем перевода бокового ствола скважины 505 на пласт БП10/2 с V объекта разработки нижнемеловых отложений Западно-Таркосалинского месторождения по причине выхода в бездействующий фонд;
2) учитывая изолированность и глинизацию части залежи, а также тектонические нарушения и, как следствие, разрывность внешнего контура нефтеносности, при разработке залежи предусмотрена система ППД с расстановкой нагнетательных скважин в приконтурных областях;
3) при вводе скважин нагнетательного фонда предусмотрена отработка скважин на нефть продолжительностью полгода;
4) интервалы перфорации скважин – от глубины одной трети высоты залежи от расположения ВНК до кровли пласта;
5) с учетом высокого газового фактора целевая величина забойного давления добывающих скважин равна давлению насыщения;
6) максимальная целевая величина забойного давления нагнетательных скважин 39-40 МПа, но не более давления разрыва породы.
Вариант 1
Разработку пласта осуществлять поэтапно - проведение периода ОПР продолжительностью 5 лет, далее период промышленной разработки (ПР).
Период ОПР.
Разработка залежи ведется в рамках категории С1, одной добывающей скважиной (боковой ствол скважины 505 V объекта разработки нижнемеловых отложений).
Период ПР.
Категория С1: ввод одной нагнетательной скважины. Общий фонд скважин : 2 ед., из них 1 - добывающая, 1 – нагнетательная.
Категория С2: ввод 4 нагнетательных скважин, расположенных в приконтурных частях залежи, с отработкой на нефть, продолжительностью полгода. Ввод 1 горизонтальной добывающей скважины с длиной горизонтального окончания 300 м. Общий фонд скважин: 5 ед., из них 1 - добывающая, 4 – нагнетательных. Проведение ГРП на всем фонде скважин.
Продолжительность расчета определена критериями величины обводненности продукции (98%), достижением утвержденной величины КИН и составляет 48 лет с учетом периода ОПР.
Размещение проектного фонда скважин представлено на карте эффективных нефтенасыщенных толщин, рисунок 3.19.
Рисунок 3.19. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин с размещением проектного фонда скважин
Рисунок 3.26 - Карта распределения плотности подвижных запасов нефти на начало разработки
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.