Вариант 5
Для пласта Ю1 предусмотрена реализация площадной обращенной девятиточечной системы разработки с плотностью сетки скважин 51,9 га/скв, расстояние между скважинами 600 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 2028 г. и составляет 419,56 тыс. т. Срок разработки пласта Ю1 составит 45 лет. Обводненность продукции добывающих скважин на конец разработки составит – 98,00 %. Накопленная добыча нефти на конец 2069 г. составит 3291,51 тыс. т, жидкости – 9062,90 тыс. т, растворенного газа 1406,21 млн. м3, закачка воды - 9115,11 тыс. м3, КИН –0,410 д. ед.
Для пласта Ю5/2 предусмотрена реализация площадной обращенной девятиточечной системы разработки с плотностью сетки скважин 52,9 га/скв, расстояние между скважинами 600 м. Фонд скважин для бурения составляет 44 ед., в т.ч. 32 добывающих и 12 нагнетательных для организация ППД закачкой воды.
Максимальный годовой уровень добычи нефти достигается в 2027 г. и составляет 121,19 тыс. т. Срок разработки пласта Ю52 составит 27 лет. Обводненность продукции добывающих скважин на конец разработки составит – 82,57 %. Накопленная добыча нефти на конец 2051 г. составит 1056,34 тыс. т, жидкости – 2310,65 тыс. т, растворенного газа 359,11 млн. м3, закачка воды - 2202,36 тыс. м3, КИН –0,201 д. ед.
В рассматриваемом варианте предусмотрен перевод скважин 905Р и 901Р в добывающий фонд, 907Р - в нагнетательный фонд.
Вариант 6
Для пласта Ю1 предусмотрена реализация площадной обращенной девятиточечной системы разработки с плотностью сетки скважин 63,3 га/скв, расстояние между скважинами 700 м. Фонд скважин для бурения составляет 47 ед., в т.ч. 36 добывающих и 11 нагнетательных для организация ППД закачкой воды.
Максимальный годовой уровень добычи нефти достигается в 2028 г. и составляет 327,37 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 3184,18 тыс. т, жидкости – 9169,24 тыс. т, растворенного газа 1360,79 млн. м3, закачка воды - 9003,70 тыс. м3, КИН –0,396 д. ед.
Для пласта Ю52 предусмотрена реализация площадной обращенной девятиточечной системы разработки с плотностью сетки скважин 68,0 га/скв, расстояние между скважинами 700 м. Фонд скважин для бурения составляет 34 ед., в т.ч. 26 добывающих и 8 нагнетательных для организация ППД закачкой воды.
Максимальный годовой уровень добычи нефти достигается в 2027 г. и составляет 106,15 тыс. т. Срок разработки пласта Ю5/2 составит 39 лет. Обводненность продукции добывающих скважин на конец разработки составит – 86,50 %. Накопленная добыча нефти на конец 2063 г. составит 1055,89 тыс. т, жидкости – 2664,02 тыс. т, растворенного газа 357,19 млн. м3, закачка воды - 2180,99 тыс. м3, КИН –0,201 д. ед.
В рассматриваемом варианте предусмотрен перевод скважины 901Р в добывающий фонд, 905Р и 907Р - в нагнетательный фонд.
На основании проведенных расчетов максимальной технологической эффективностью разработки пластов Ю1 и Ю52 характеризуется вариант 4 с площадной обращенной девятиточечной системой, плотностью сетки скважин 32,00 га/скв и расстоянием между скважинами 500 м. По варианту 4 проведен расчет технологических показателей разработки на полное развитие с вводом пласта Ю5/2 в опытно- промышленную разработку на период 5 лет с 2020 г. двумя добывающими скважинами.
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.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.