Анализ разработки и система сбора, подготовки газового конденсата на Западно-Таркосалинском газовом промысле, страница 17

Рисунок 3.27- Карта распределения плотности подвижных остаточных запасов нефти на конец разработки.

3.5 Обоснование вариантов разработки III объекта

3.5.1 Описание рассмотренных вариантов разработки III объекта

Утвержденные технологические решения по разработке III-V объектов предусматривали:

- бурение в 2010-2011 гг. и ввод в эксплуатацию в 2011 г. наклонно-направленных скважин с вертикальным окончанием в количестве 10 ед.;

- бурение и ввод в эксплуатацию в 2012-2015 гг. боковых стволов с горизонтальным окончанием в пяти бездействующих скважинах.

В 2010-2012 гг. пробурены девять скважин (№ 303, 304, 404, 406, 407, 502, 503, 505 и 506) на III-V объекты, две из которых (№ 406 и 407) уже освоены на III объект и введены в эксплуатацию. Скважина № 304 была освоена на III объект, но уже в июле 2013 г. была остановлена и переведена в бездействующий фонд. Скважины № 303 и 404, в связи с невозможностью освоения в толщинах пластов III-V объектов, переведены на вышележащие продуктивные горизонты (I объект)

Необходимо отметить, что в рамках проведенного в 2014 году "Оперативного пересчета запасов..." на нижнемеловых отложениях выделена сложная структура разломов, которая должна быть учтена при обосновании вариантов разработки, чтобы исключить опасность защемления запасов в ограниченных разломами блоках.

По указанным выше причинам, при разработке газоконденсатных объектов рассмотрено несколько вариантов для каждого из объектов в отдельности.

Третий объект. Вариант 0 (базовый)

Предусматривает разработку эксплуатируемых пластов БП5, БП6/2 и БП7/1 существующей сеткой скважин в режиме «на истощение».

Система ПДД и геолого-технологические мероприятия по интенсификации притока не предусмотрены.

Третий объект. Вариант 1 (рекомендуемый)

Предусматривает разработку эксплуатируемых пластов БП5, БП62 и БП71 существующей сеткой скважин с дополнительным бурением четырех новых горизонтальных скважин для более полной выработки запасов по площади и четырех боковых стволов в слабо-отрабатываемые зоны залежей из скважин №№ 303, 305, 404 и 502. Схема размещения проектных скважин представлена на рисунках 3.28-3.30.

Траектории проектных скважин с обозначением интервалов перфорации представлены на разрезах (рисунок 3.31-3.38).

Для обоснования продуктивности проектных скважин построена зависимость WPIMULT от kH (рисунок 3.39) по фактическим скважинам на адаптированной п о состоянию на 01.01.2015 г. фильтрационной модели. Карты суммарных kH по эксплуатируемым пластам представлены на рисунках 3.40-3.42.

Третий объект. Вариант 2

Предусматривает разработку эксплуатируемых пластов БП5, БП62 и БП71 существующей сеткой скважин с дополнительным бурением только лишь четырех боковых стволов в слабо-отрабатываемые зоны залежей из скважин №№ 303, 305, 404 и 502.

3.5.2 Обоснование агентов воздействия на пласты и способов поддержания

пластового давления

Применение для поддержания пластового давления и воздействия на пласт каки х- либо методов и технологий для залежей III-V объектов разработки (исключая нефтяной пласт БП10/2) не предусмотрено.

3.5.3 Технологические показатели разработки по вариантам

Вариант 0 (базовый)

В рамках варианта намечена реализация разработки пластов БП5, БП6/2 и БП7/1 существующей сеткой скважин в режиме «на истощение» вплоть до полного выбытия эксплуатационного фонда. Период разработки по данному варианту составляет 31 года (до 01.01.2046 г).

Всего за расчетный период накопленный отбор по пласту БП5 составит 1,31 млрд. м3 сухого газа, коэффициент газоотдачи составит 42,4% от утвержденных запасов и 44,7% от утвержденных запасов по категории С1. Накопленный отбор УВ С5+ составит 286,23 тыс. т, при этом КИК составит 38,3% от утвержденных запасов и 40,5% от утвержденных запасов по категории С1.Среднее пластовое давление к концу рассматриваемого периода по пласту БП5 составит 13,6 МПа.