4) по всем действующим скважинам эксплуатационного фонда была проведена настройка продуктивных характеристик на основе последних ГДИ, а также устьевого давления путем создания детальных таблиц потерь давления в PipeSim.
Результаты расчеты технологических показателей разработки, рекомендуемые варианты
Газовая залежь I объекта
Рекомендуемый вариант предполагает ввод скважин № 224 и 225 в четвертом квартале 2019 г. со вскрытием пласта ПК22/1. 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 действующи х эксплуатационных скважин составит 6 ед. Средний дебит газа снизится с 72,4 тыс. м3/сут до 25,5 тыс. м3/сут.
Газовая залежь с нефтяной оторочкой пласта АП7/2
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.
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 добывающи х 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.
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.
Нефтяная залежь пласта БП10/2
Разработку пласта предлагается 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.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.