Анализ разработки и система сбора, подготовки газового конденсата на Западно-Таркосалинском газовом промысле, страница 31

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 ни х 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.

Газоконденсатные залежи III объекта

Для практической реализации предлагается вариант, обеспечивающий максимальный коэффициент извлечения углеводородной смеси и наибольший охват выработки запасов по площади.

Рекомендуемый вариант характеризуется следующими показателями :

- бурением четырех новых скважин (по две скважины на кустовой площадке) и четырех боковых стволов с горизонтальным окончанием;

- ввод проектного фонда в эксплуатацию намечен на 2019 г.;

- период разработки соста вляе т 76 ле т;

- максимальный отбор сухого газа и конденсата составляет 351,62 млн. м3 и 80,87 тыс.т соответственно;

- накопленный отбор сухого газа и конденсата на конец расчетного периода составит 11,76 млрд. м3 и 2132,61 тыс.т соответственно;

- КИГ составит 64,2 % от утвержденных запасов;

- КИК составит 44,7 % от утвержденных запасов;

- среднее пластовое давление к концу рассматриваемого периода по эксплуатируемым пластам составит 7,4 МПа;

Рисунок 3.28 – Расположение проектных скважин III объекта эксплуатации на карте эффективных толщин пласта БП5

Рисунок 3.29 – Расположение проектных скважин III объекта эксплуатации на карте эффективных толщин пласта БП6/2

Рисунок 3.30 – Расположение проектных скважин III объекта эксплуатации на карте эффективных толщин пласта БП7/1

Рисунок 3.31 – Разрез по скважине №310

Рисунок 3.32 – Разрез по скважине №311

Рисунок 3.33 – Разрез по скважине №308

Рисунок 3.34 – Разрез по скважине №309

Газоконденсатные залежи IV-V объекта

Рекомендуемый вариант характеризуется следующими показателями :

- бурением трех новых скважин и пяти боковых стволов с горизонтальным окончанием;

- ввод проектного фонда в эксплуатацию намечен на 2019 г. и по выбытию скважин 1061, 1183, 1184 сеноманской залежи;

- период разработки составляет 90 лет;

- накопленный отбор сухого газа и конденсата на конец расчетного периода по IV объекту составит 1,95 млрд. м3 и 552,5 тыс.т соответственно;

- накопленный отбор сухого газа и конденсата на конец расчетного периода по V объекту составит 8,95 млрд. м3 и 52041,6 тыс.т соответственно;

- КИГ составит IV - 30,5 % , V - 73,3% от принятых к моделированию;

- КИК составит IV - 29,5 % , V - 51,0% от принятых к моделированию;

- среднее пластовое давление к концу рассматриваемого периода по объектам составит IV - 17,2 МПа, V - 8,31 МПа;

- среднее устьевое давление по скважинам эксплуатационного фонда составит 1,00 МПа.

ТОМ 4. 10 Глава 2 - Анализ состояния разработки

Состояние разработки пластов Ач4, Ач5, Ю1, Ю5/2 Западно-Таркосалинского месторождения

2.1 Основные этапы проектирования разработки пластов Ач4, Ач5, Ю1, Ю5/2 Западно-Таркосалинского месторождения

Лицензия на разработку пластов Ач4, Ач5, Ю1, Ю5/2 принадлежит ООО «Газпром добыча Ноябрьск» (СЛХ № 02202 НР от 01.12.2008 действительная до 23.03.2018).

По состоянию на 01.01.2015 согласно проекту пробной эксплуатации с 2004 по 2008 гг. велась опытно-промышленная разработка пласта Ю1.

Нефтяные пласты Ач4, Ач5, и Ю5/2 в разработку не введены.

Подсчет запасов нефти пласта Ю1 выполнен ООО «Геопроект» в 2003 г. Результаты представлены в ЦКЗ и утверждены протоколом ЦКЗ МПР России № 180-м от 06.04.2004  по состоянию на 01.01.2004 в следующем размере: