Анализ разработки и система сбора, подготовки газового конденсата на Западно-Таркосалинском газовом промысле, страница 45

Максимальный уровень добычи нефти (102,16 тыс. т) достигается в 2027 г. при КИН – 0,032 д. ед. и темпе отбора от НИЗ 4,16 %.

Срок разработки объекта составит 105 лет. Обводненность продукции добывающих скважин на конец разработки составит – 98 %. На конец 2129 г. накопленная добыча нефти составит 2357,92 тыс. т, жидкости – 4637,49 тыс. т, растворенного газа 483,31 млн. м3, закачка воды – 5135,01 тыс. м3, КИН – 0,360 д. ед.

Вариант 4

Предусматривает разбуривание залежи по обращенной девятиточечной системе разработки с расстоянием между скважинами 500 м. Всего запланировано бурение 36 скважин ед., в т.ч. добывающих – 26, нагнетательных – 10.

Максимальный уровень добычи нефти (151,32 тыс. т) достигается в 2027 г. при КИН – 0,056 д. ед. и темпе отбора от НИЗ 6,16 %.

Срок разработки объекта составит 72 года. Обводненность продукции добывающих скважин на конец разработки составит – 98 %. На конец 2096 г. накопленная добыча нефти составит 2447,17 тыс. т, жидкости – 4820,19 тыс. т, растворенного газа 501,59 млн. м3, закачка воды - 5558,78 тыс. м3, КИН – 0,374 д. ед.

Вариант 5

Предусматривает разбуривание залежи по обращенной девятиточечной системе разработки с расстоянием между скважинами 600 м. Всего запланировано бурение 26 скважин ед., в т.ч. добывающих – 17, нагнетательных – 9.

Максимальный уровень добычи нефти (114,06 тыс. т) достигается в 2027 г. при КИН – 0,036 д. ед. и темпе отбора от НИЗ 4,64 %.

Срок разработки объекта составит 96 лет. Обводненность продукции добывающих скважин на конец разработки составит – 98 %. На конец 2120 г. накопленная добыча нефти составит 2447,30 тыс. т, жидкости – 4696,06 тыс. т, растворенного газа 501,58 млн. м3, закачка воды - 5403,07 тыс. м3, КИН – 0,374 д. ед.

Вариант 6

Предусматривает разбуривание залежи по обращенной девятиточечной системе разработки с расстоянием между скважинами 700 м. Всего запланировано бурение 20 скважин ед., в т.ч. добывающих – 15, нагнетательных – 5.

Максимальный уровень добычи нефти (92,70 тыс. т) достигается в 2027 г. при КИН – 0,032 д. ед. и темпе отбора от НИЗ 3,77 %.

Срок разработки объекта составит 121 год. Обводненность продукции добывающих скважин на конец разработки составит – 98 %. На конец 2145 г. накопленная добыча нефти составит 2394,31 тыс. т, жидкости – 5247,71 тыс. т, растворенного газа - 490,76 млн. м3, закачка воды - 5081,15 тыс. м3, КИН – 0,366 д. ед.

На основании проведенных расчетов максимальной технологической эффективностью разработки пласта Ач4 характеризуется вариант 1 с площадной обращенной семиточечной системой, плотностью сетки скважин 26,44 га/скв и расстоянием между скважинами 500 м.

По варианту 1 проведен расчет технологических показателей разработки на полное развитие с вводом пласта Ач4 в опытно-промышленную разработку на период 5 лет с 2020 г. двумя добывающими скважинами (Рисунок 3.29, Таблица 3.10).

Поскольку выбор оптимальной системы разработки должен осуществляться не только на основе сравнения технологических показателей, но и с учетом безубыточного производства, поэтому для выбора окончательного наиболее рационального варианта разработки необходимо проведение технико-экономического обоснования представленных расчетных вариантов.

Технологические показатели разработки по объекту II (пласт Ач5), 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 169 скважин ед., в т.ч. добывающих – 108, нагнетательных – 61.

Максимальный уровень добычи нефти (268,87 тыс. т) достигается в 2029 г. при КИН – 0,039 д. ед. и темпе отбора от НИЗ 10,80 %.

Срок разработки объекта составит 14 лет. Обводненность продукции добывающих скважин на конец разработки составит – 56 %. Накопленная добыча нефти на конец 2038 г. составит 2589,16 тыс. т, жидкости – 5914,37 тыс. т, растворенного газа 530,84 млн. м3, закачка воды - 6607,08 тыс. м3, КИН – 0,104 д. ед.