Анализ разработки и система сбора, подготовки газового конденсата на Западно-Таркосалинском газовом промысле, страница 44

3.4 Обоснование выбора системы размещения и плотности сеток скважин

В рамках проектирования разработки ачимовских и юрских отложений Западно-Таркосалинского месторождения выполнено обоснование оптимальных систем размещения проектного фонда скважин с учетом геолого-физических условий залегания продуктивных пластов, позволяющих достичь утвержденных коэффициентов извлечения углеводородного сырья.

По эксплуатационным объектам рассмотрены системы размещения наклонно-направленных скважин по площади залежи в границах 2 метровой изопахиты, для обеспечения достижения максимальных коэффициентов нефтеотдачи, а также исключения преждевременного обводнения фонда добывающих скважин.

Объект I (пласт Ач4)

В рамках проектного документа рассмотрено применение площадных систем размещения скважин с расстоянием между скважинами от 500 до 700 м и плотностью сетки скважин от 26,44 до 59,5 га/скв.

Объект II (пласт Ач5)

В рамках проектного документа рассмотрено применение площадных систем размещения скважин с расстоянием между скважинами от 500 до 700 м и плотностью сетки скважин от 28,17 до 63,49 га/скв

Объект III (пласт Ю1)

В рамках проектного документа рассмотрено применение площадных систем размещения скважин с расстоянием между скважинами от 500 до 700 м и плотностью сетки скважин от 30,44 до 63,32 га/скв.

Объект III (пласт Ю52)

В рамках проектного документа рассмотрено применение площадных систем размещения скважин с расстоянием между скважинами от 500 до 700 м и плотностью сетки скважин от 34,50 до 68,02 га/скв.

3.5 Технологические показатели разработки по вариантам

Прогноз технологических показателей разработки залежей эксплуатационных объектов I-III по сформированным вариантам осуществлен на основе трехмерных гидродинамических моделей. Расчеты выполнены на полное развитие до достижения значения накопленной добычи нефти, соответствующего утвержденному КИН индивидуально по каждому объекту, либо до выбытия добывающего фонда согласно принятым ограничениям. Ввод в промышленную эксплуатацию объектов разработки предполагается в 2025 г, соответственно ввод пластов Ач4, Ач5, Ю5/2 в опытно-промышленную разработку намечен в 2020 г.

Технологические показатели разработки по объекту I (пласт Ач4), категория запасов нефти С1+С2

Вариант 1

В рамках варианта на объекте предполагается реализация обращенной семиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 500 м. Всего запланировано бурение 45 скважин ед., в т.ч. добывающих – 26, нагнетательных – 19.

Максимальный уровень добычи нефти (147,15 тыс. т) достигается в 2027 г. при КИН – 0,052 д. ед. и темпе отбора от НИЗ 5,99 %.

Срок разработки объекта составит 53 года. Обводненность продукции добывающих скважин на конец разработки составит – 98 %. Накопленная добыча нефти на конец 2077 г. составит 2455,75 тыс. т, жидкости – 5603,90 тыс. т, растворенного газа 503,36 млн. м3, закачка воды - 6713,93 тыс. м3, КИН – 0,375 д. ед.

Вариант 2

В данном варианте на объекте разработки намечена реализация обращенной семиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 600 м. Всего запланировано бурение 26 скважин ед., в т.ч. добывающих – 17, нагнетательных – 9.

Максимальный уровень добычи нефти (110,01 тыс. т) достигается в 2027 г. при КИН – 0,047 д. ед. и темпе отбора от НИЗ 4,48 %.

Срок разработки объекта составит 74 года. Обводненность продукции добывающих скважин на конец разработки составит – 98 %. На конец 2098 г. накопленная добыча нефти составит 2387,61 тыс. т, жидкости – 4809,82 тыс. т, растворенного газа - 489,39 млн. м3, закачка воды - 5459,86 тыс. м3, КИН – 0,365 д. ед.

Вариант 3

В данном варианте на нефтяной залежи намечена реализация обращенной семиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 700 м. Всего запланировано бурение 21 скважин ед., в т.ч. добывающих – 13, нагнетательных – 8.