Для пласта Ю5/2 предусмотрена реализация площадной обращенной семиточечной системы разработки с плотностью сетки скважин 45,8 га/скв, расстояние между скважинами 600 м. Фонд скважин для бурения составляет 51 ед., в т.ч. 34 добывающих и 17 нагнетательных для организация ППД закачкой воды.
Максимальный годовой уровень добычи нефти достигается в 2027 г. и составляет 121,86 тыс. т. Срок разработки пласта Ю5/2 составит 24 года. Обводненность продукции добывающих скважин на конец разработки составит – 89,00 %. Накопленная добыча нефти на конец 2048 г. составит 1060,91 тыс. т, жидкости – 2824,11 тыс. т, растворенного газа 360,66 млн. м3, закачка воды - 2941,99 тыс. м3, КИН –0,200 д. ед.
В рассматриваемом варианте предусмотрен перевод скважин 901Р и 907Р в добывающий фонд, 905Р - в нагнетательный фонд.
Вариант 3
Для пласта Ю1 предусмотрена реализация площадной обращенной семиточечной системы разработки с плотностью сетки скважин 59,7 га/скв, расстояние между скважинами 700 м. Фонд скважин для бурения составляет 50 ед., в т.ч. 32 добывающих и 18 нагнетательных для организация ППД закачкой воды.
Максимальный годовой уровень добычи нефти достигается в 2028 г. и составляет 344,10 тыс. т. Срок разработки пласта Ю1 составит 76 лет. Обводненность продукции добывающих скважин на конец разработки составит – 98,00 %. Накопленная добыча нефти на конец 2100 г. составит 3181,91 тыс. т, жидкости – 9923,36 тыс. т, растворенного газа 1360,33 млн. м3, закачка воды - 12278,60 тыс. м3, КИН –0,396 д. ед.
Для пласта Ю5/2 предусмотрена реализация площадной обращенной семиточечной системы разработки с плотностью сетки скважин 61,0 га/скв, расстояние между скважинами 700 м. Фонд скважин для бурения составляет 38 ед., в т.ч. 26 добывающих и 12 нагнетательных для организация ППД закачкой воды.
Максимальный годовой уровень добычи нефти достигается в 2027 г. и составляет 101,00 тыс. т. Срок разработки пласта Ю5/2 составит 37 лет. Обводненность продукции добывающих скважин на конец разработки составит – 89,52 %. Накопленная добыча нефти на конец 2061 г. составит 1054,32 тыс. т, жидкости – 2655,74 тыс. т, растворенного газа 358,42 млн. м3, закачка воды - 2698,30 тыс. м3, КИН –0,201 д. ед.
В рассматриваемом варианте предусмотрен перевод скважины 901Р в добывающий фонд, 905Р и 907Р - в нагнетательный фонд.
Вариант 4
Для пласта Ю1 предусмотрена реализация площадной обращенной девятиточечной системы разработки с плотностью сетки скважин 32,0 га/скв, расстояние между скважинами 500 м. Фонд скважин для бурения составляет 96 ед., в т.ч. 73 добывающих и 23 нагнетательных для организация ППД закачкой воды.
Максимальный годовой уровень добычи нефти достигается в 2028 г. и составляет 483,80 тыс. т. Срок разработки пласта Ю1 составит 34 года. Обводненность продукции добывающих скважин на конец разработки составит – 98,00 %. Накопленная добыча нефти на конец 2058 г. составит 3292,86 тыс. т, жидкости – 8023,12 тыс. т, растворенного газа 1405,17 млн. м3, закачка воды - 9418,64 тыс. м3, КИН –0,410 д. ед.
Для пласта Ю5/2 предусмотрена реализация площадной обращенной девятиточечной системы разработки с плотностью сетки скважин 40,4 га/скв, расстояние между скважинами 500 м. Фонд скважин для бурения составляет 58 ед., в т.ч. 42 добывающих и 16 нагнетательных для организация ППД закачкой воды.
Максимальный годовой уровень добычи нефти достигается в 2027 г. и составляет 126,99 тыс. т. Срок разработки пласта Ю5/2 составит 21 год. Обводненность продукции добывающих скважин на конец разработки составит – 86,94 %. Накопленная добыча нефти на конец 2045 г. составит 1052,26 тыс. т, жидкости – 2503,39 тыс. т, растворенного газа 357,72 млн. м3, закачка воды - 2590,83 тыс. м3, КИН –0,200 д. ед.
В рассматриваемом варианте предусмотрен перевод скважины 901Р в добывающий фонд, 905Р и 907Р - в нагнетательный фонд.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.