Вариант 6 предусматривает площадную обращенную девятиточечную систему разработки с плотностью сетки скважин 59,5 га/скв, расстояние между скважинами 700 м. Фонд скважин для бурения составляет 20 ед., в т.ч. 15 добывающих и 5 нагнетательных для организация ППД закачкой воды.
Максимальный уровень добычи нефти достигается в 2027 г. и составляет 92,70 тыс. т. 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.
II эксплуатационный объект
Вариант 1 предусматривает площадную обращенную семиточечную систему разработки с плотностью сетки скважин 28,17 га/скв, расстояние между скважинами 500 м. Фонд скважин для бурения составляет 169 ед., в т.ч. 108 добывающих и 61 нагнетательных для организация ППД закачкой воды.
Максимальный уровень добычи нефти достигается в 2029 г. и составляет 268,87 тыс. т. 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.
Вариант 2 предусматривает площадную обращенную семиточечную систему разработки с плотностью сетки скважин 40,70 га/скв, расстояние между скважинами 600 м. Фонд скважин для бурения составляет 117 ед., в т.ч. 79 добывающих и 38 нагнетательных для организация ППД закачкой воды.
Максимальный уровень добычи нефти достигается в 2030 г. и составляет 196,83 тыс. т. Срок разработки объекта составит 19 лет. Обводненность продукции добывающих скважин на конец разработки составит – 57 %. Накопленная добыча нефти на конец 2043 г. составит 2500,61 тыс. т, жидкости – 5757,51 тыс. т, растворенного газа 512,69 млн. м3, закачка воды - 6298,47 тыс. м3, КИН – 0,101 д. ед.
Вариант 3 предусматривает площадную обращенную семиточечную систему разработки с плотностью сетки скважин 56,68 га/скв, расстояние между скважинами 700 м. Фонд скважин для бурения составляет 84 ед., в т.ч. 54 добывающих и 30 нагнетательных для организация ППД закачкой воды.
Максимальный уровень добычи нефти достигается в 2029 г. и составляет 156,27 тыс. т. Срок разработки объекта составит 26 лет. Обводненность продукции добывающих скважин на конец разработки составит – 57 %. На конец 2050 г. накопленная добыча нефти составит 2513,44 тыс. т, жидкости – 5887,51 тыс. т, растворенного газа 515,32 млн. м3, закачка воды - 6294,04 тыс. м3, КИН – 0,101 д. ед.
Вариант 4 предусматривает площадную обращенную девятиточечную систему разработки с плотностью сетки скважин 32,61 га/скв, расстояние между скважинами 500 м. Фонд скважин для бурения составляет 146 ед., в т.ч. 107 добывающих и 39 нагнетательных для организация ППД закачкой воды.
Максимальный уровень добычи нефти достигается в 2029 г. и составляет 234,37 тыс. т. Срок разработки объекта составит 17 лет. Обводненность продукции добывающих скважин на конец разработки составит – 58 %. На конец 2041 г. накопленная добыча нефти составит 2538,41 тыс. т, жидкости – 6047,53 тыс. т, растворенного газа 520,44 млн. м3, закачка воды - 6282,21 тыс. м3, КИН – 0,102 д. ед.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.