На основе имеющейся информации о собственных исследованиях пласта Ю1 и имеющихся исследований по пласту Ю5/2 (в том числе информации о пласте-аналоге ЮГ2/1 Уренгойского месторождения) можно отметить схожесть ФЕС пластов. расположение Ю1 и Ю52 в структурном плане, целесообразно выделить их в один эксплуатационный объект III. Ввод объекта в промышленную разработку возможен после проведения ОПР и анализа результатов комплексных исследований пласта Ю5/2.
Рисунок 3.3 – Схема совмещенных контуров нефтеносности пластов Ю1 и Ю52
3.2 Обоснование вариантов разработки
На текущем этапе проектирования рассмотрены варианты разработки на полное развитие отдельно по каждому эксплуатационному объекту. Ввод I, II и III объектов Западно-Таркосалинского месторождения в промышленную эксплуатацию намечен на 2025 г.
Поскольку пласты Ач4, Ач5, Ю5/2 являются недоразведанными, разработку их целесообразно осуществлять с выделением периода пробной эксплуатации.
Предлагается с учетом рекомендуемого варианта разработки предусмотреть период ОПР в течение 5 лет с момента ввода в 2020 г.
В качестве граничных условий для всех вариантов разработки нефтяных пластов, при достижении одного из которых проектные скважины выбывают из эксплуатации, приняты следующие параметры:
минимальный дебит нефти – 2 м3/сут;
предельная обводненность продукции добывающих скважин – 98 %;
ограничение по работе нагнетательных скважин: работа одной или более добывающих скважин в элементе разработки.
Размещение проектных скважин осуществлялось в пределах изопахиты более двух метров по всей площади нефтеносности.
Интервалы вскрытия нефтенасыщенной части пласта в пределах чисто нефтяной зоны в добывающих и нагнетательных скважинах осуществлялось по всей толщине пласта от кровли до подошвы.
Вскрытие продуктивного интервала для добывающих скважин, находящихся в водонефтяной зоне и нагнетательных скважин, находящихся в состоянии отработки - на расстоянии 2/3 от ВНК.
Дополнительная перфорация нагнетательных скважин после полугода отработки производилась на всю эффективную толщину пласта.
Ввод всех скважин запланирован от купола залежи к периферии, из больших нефтенасыщенных толщин к меньшим, с приоритетным вводом в разработку категории запасов С1.
При рассмотрении вариантов разработки нефтяных залежей в качестве технологических ограничений приняты:
минимальное забойное давление добывающих скважин 25,6 МПа;
максимально допустимая депрессия составляет 10 МПа;
максимальное забойное давление нагнетательных скважин 49 МПа;
коэффициент эксплуатации для скважин, вводимых после бурения – 0,5 д. ед., для скважин переходящего фонда – 0,95 д. ед.;
для поддержания ППД по I и III эксплуатационным объектам компенсация отборов закачкой составляет 115 %, по II эксплуатационному объекту принятая компенсация отборов закачкой составляет 130 %, т.к. пласт Ач5 слабо поддерживается естественным законтурным и подошвенным заводнением, в связи с тем, что с западной и северо-западной стороны залежь тектонически экранирована и литологически ограничена на юге и востоке.
С целью оценки перспектив освоения ачимовских и юрских отложений Западно-Таркосалинского месторождения рассмотрены площадные системы разработки характерные для низкопроницаемых пластов ачимовских и юрских нефтяных отложений Западной Сибири, различающиеся количеством скважин, плотностью сетки, геологическими запасами нефти на скважину. Для прогноза технологических показателей выбраны следующие системы заводнения – обращенная 7-точечная и обращенная 9-точечная системы с расстоянием между скважинами от 500 до 700 м. Всего для разработки ачимовских и юрских залежей рассмотрено по шесть вариантов размещения проектного фонда скважин для каждого объекта разработки.
Характеристика вариантов разработки на полное развитие
I эксплуатационный объект (пласт Ач4)
Вариант 1
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.