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.
I эксплуатационный объект
Вариант 1 предусматривает площадную обращенную семиточечную систему разработки с плотностью сетки скважин 26,44 га/скв, расстояние между скважинами 500 м. Фонд скважин для бурения составляет 45 ед., в т.ч. 26 добывающих и 19 нагнетательных для организация ППД закачкой воды.
Максимальный уровень добычи нефти достигается в 2027 г и составляет 147,15 тыс. т. 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 предусматривает площадную обращенную семиточечную систему разработки с плотностью сетки скважин 45,77 га/скв, расстояние между скважинами 600 м. Фонд скважин для бурения составляет 26 ед., в т.ч. 17 добывающих и 9 нагнетательных для организация ППД закачкой воды.
Максимальный уровень добычи нефти достигается в 2027 г. и составляет 110,01 тыс. т. 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 предусматривает площадную обращенную семиточечную систему разработки с плотностью сетки скважин 59,5 га/скв, расстояние между скважинами 700 м. Фонд скважин для бурения составляет 21 ед., в т.ч. 13 добывающих и 8 нагнетательных для организация ППД закачкой воды.
Максимальный уровень добычи нефти достигается в 2027 г. и составляет 102,16 тыс. т. 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 площадную обращенную девятиточечную систему разработки с плотностью сетки скважин 45,77 га/скв, расстояние между скважинами 500 м. Фонд скважин для бурения составляет 36 ед., в т.ч. 26 добывающих и 10 нагнетательных для организация ППД закачкой воды.
Максимальный уровень добычи нефти достигается в 2027 г. и составляет 151,32 тыс. т. 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 площадную обращенную девятиточечную систему разработки с плотностью сетки скважин 120 га/скв, расстояние между скважинами 600 м. Фонд скважин для бурения составляет 26 ед., в т.ч. 17 добывающих и 9 нагнетательных для организация ППД закачкой воды.
Максимальный уровень добычи нефти достигается в 2027 г. и составляет 114,06 тыс. т. Срок разработки объекта составит 96 лет. Обводненность продукции добывающих скважин на конец разработки составит – 98 %. На конец 2120 г.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.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.