6.5 Технологические показатели разработки по вариантам
Для расчетов прогнозных технологических показателей использованы трехмерные цифровые геолого-гидродинамические модели объектов разработки, которые учитывают все основные геолого-физические и технологические факторы, влияющие на процесс разработки: неоднородность фильтрационно-емкостных свойств коллектора по площади и по разрезу залежей, анизотропию проницаемости, различие фазовых проницаемостей пластовых флюидов, гравитационные силы, наличие водонапорного бассейна, сжимаемость коллектора, зависимость свойств нефти от пластового давления и температуры, размещение и режимы работы скважин. Модели адаптированы по данным истории разработки, адекватно отражают процессы, происходящие в моделируемых залежах, и могут быть использованы для прогнозирования технологических показателей.
Формирование расчетных вариантов осуществлялось пообъектно. Расчет технологических показателей разработки и выработки запасов производится на запасы категорий А+В+С1+С2,.Формирование варианта разработки месторождения в целом осуществлялось путем суммирования соответствующих вариантов разработки объектов.
Верейский объект
Вариант 1 предусматривает разработку объекта в соответствии с вариантом, принятым в дополнении к технологической схеме разработки (2011 г.):
– перевод с башкирского объекта 158 добывающих скважин (2013-2044 г. г.);
– приобщение верейских пластов в шести добывающих скважинах башкирского объекта (оборудование одновременно-раздельной добычи) (2013 г.);
– приобщение верейских пластов в трех новых добывающих скважинах башкирского объекта (2013-2014. г. г.);
– приобщение верейских пластов в 107 нагнетательных скважинах башкирского объекта (2013-2023 г. г.);
– установка оборудования одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) в 129 нагнетательных скважинах;
– проведение ГТМ (ОПЗ и перфорационные работы).
Проектный срок разработки – 72 года. Общий фонд скважин на проектный период – 548, из них 345 добывающих и 185 нагнетательных. Накопленная добыча нефти за весь срок разработки – 2642 тыс. т, в том числе за проектный срок – 1802 тыс. т, достигаемый КИН – 0,299 (при утвержденном 0,301), Квыт – 0,509, Кохв – 0,587.
Схема размещения скважин приведена на графическом приложении 23. Расчетные технологические показатели варианта разработки представлены в таблице 6.5.
Вариант 2 предусматривает:
– перевод 20 скважин с башкирского объекта (2013-2015 г.г.);
– перевод 143 скважин башкирского объекта, выработавших запасы средней и нижней пачек, при совместной эксплуатации пластов верейского горизонта и пластов верхней пачки башкирского яруса; (2015-2048 г. г.);
– приобщение верейских пластов в шести добывающих скважинах башкирского объекта (оборудование одновременно-раздельной добычи) (2013. г.);
– приобщение верейских пластов в трех новых добывающих скважинах башкирского объекта (2013-2014. г. г.);
– приобщение верейских пластов в 87 нагнетательных скважинах башкирского объекта (2013-2038 г. г.);
– установка оборудования ОРЗ в 109 нагнетательных скважинах;
– проведение. ГТМ (ОПЗ и перфорационные работы).
Проектный срок разработки – 60 лет. Общий фонд скважин на проектный период – 533, из них 350 добывающих и 165 нагнетательных. Накопленная добыча нефти за весь срок разработки – 2659 тыс. т, в том числе за проектный срок – 1818 тыс. т, достигаемый КИН – 0,301 (при утвержденном 0,301), Квыт – 0,509, Кохв – 0,59.
Схема размещения скважин приведена на графическом приложении 24. Расчетные технологические показатели варианта разработки представлены в таблице 6.6.
Вариант 2А предусматривает:
– перевод 187 скважины с башкирского объекта (2013-2053 г.г.);
– приобщение верейских пластов в трех новых добывающих скважинах башкирского объекта (2013-2014. г. г.);
– приобщение верейских пластов в 87 нагнетательных скважинах башкирского объекта (2013-2038 г. г.);
– установка оборудования ОРЗ в 109 нагнетательных скважинах;
– проведение. ГТМ (ОПЗ и перфорационные работы).
Проектный срок разработки – 62 года. Общий фонд скважин на проектный период – 551, из них 368 добывающих и 165 нагнетательных. Накопленная добыча нефти за весь срок разработки – 2659 тыс. т, в том числе за проектный срок – 1819 тыс. т, достигаемый КИН – 0,301 (при утвержденном 0,301), Квыт – 0,509, Кохв – 0,59.
Схема размещения скважин приведена на графическом приложении 25. Расчетные технологические показатели варианта разработки представлены в таблице 6.7.
Таблица 6.5 – Основные расчетные технологические показатели разработки по верейскому обекту (вариант 1)
Таблица 6.6 – Основные расчетные технологические показатели разработки по верейскому объекту (вариант 2)
Таблица 6.7 – Основные расчетные технологические показатели разработки по верейскому объекту (вариант 2А)
Башкирский объект
Вариант 1 предусматривает разработку объекта в соответствии с вариантом, принятым в дополнении к технологической схеме разработки (2011 г.):
– бурение четырех скважин в неразбуренной северо-западной части залежи (2013-2014 г.г.);
– тепловое воздействие на северном участке залежи (21 паронагнетательная скважина);
– приобщение пластов башкирского объекта (ОРЭ) в 13 верейских скважинах и перевод с верейского объекта девяти скважин, не выработавших запасы башкирского яруса;
– проведение. ГТМ (ОПЗ, перфорационные работы, РИР, оптимизация работы ГНО).
Проектный срок разработки – 85 лет. Общий фонд скважин на проектный период – 685, из них 382 добывающие и 205 нагнетательных. Накопленная добыча нефти за весь срок разработки – 26113 тыс. т, в том числе за проектный срок – 5729 тыс. т, достигаемый КИН – 0,345 (при утвержденном 0,36), Квыт – 0,506, Кохв – 0,68.
Схема размещения скважин приведена на графическом приложении 26. Расчетные технологические показатели варианта разработки представлены в таблице 6.8.
Вариант 2 предусматривает:
– бурение четырех скважин в неразбуренной северо-западной части залежи (2013-2014 г.г.);
– тепловое воздействие на северном участке залежи (21 паронагнетательная скважина);
– приобщение пластов башкирского (ОРЭ) в десяти верейских скважинах (2015 г.) и перевод с верейского объекта 23 скважин, не выработавших запасы башкирского яруса (2013-2017 г. г.);
– приобщение пластов верхней пачки башкирского яруса в 58 верейских скважинах, не выработавших запасы этой пачки (2014 (ОПР)-2017 г.г.);
– в зонах, слабо охваченных дренированием, бурение семи боковых стволов (2030 г.) и переводы двух скважин с визейского объекта (2045 г.);
– в 52 нагнетательных скважинах проведение работ по отключению (ограничению) промытых пластов;
– проведение. ГТМ (ОПЗ, перфорационные работы, РИР, оптимизация работы ГНО).
Проектный срок разработки – 86 лет. Общий фонд скважин на проектный период – 756, из них 453 добывающие и 205 нагнетательных. Накопленная добыча нефти за весь срок разработки – 27230 тыс. т, в том числе за проектный срок – 6846 тыс. т, достижение КИН – 0,36 (при утвержденном 0,36), Квыт – 0,506, Кохв – 0,711.
Схема размещения скважин приведена на графических приложениях 27. Расчетные технологические показатели варианта разработки представлены в таблице 6.9.
Таблица 6.8 – Основные расчетные технологические показатели разработки по башкирскому объекту (вариант 1)
Таблица 6.9 – Основные расчетные технологические показатели разработки по башкирскому объекту (вариант 2)
Верейско-башкирский объект
Вариант 1 предусматривает разработку объекта в соответствии с вариантом, принятым в дополнении к технологической схеме разработки (2011 г.):
– бурение четырех скважин в неразбуренной северо-западной части залежей (2013-2014 г. г.);
– тепловое воздействие на северном участке залежей (21 паронагнетательная скважина);
– перевод 158 добывающих скважин с пластов башкирского яруса на пласты верейского горизонта (2013-2044 г. г.);
– дострел пластов башкирского объекта (ОРЭ) в 13 верейских скважинах и перевод с верейского горизонта на пласты башкирского яруса девяти скважин, не выработавших запасы башкирского яруса;
– дострел верейских пластов в шести добывающих скважинах башкирского яруса (оборудование одновременно-раздельной добычи) (2013 г.);
– дострел верейских пластов в 107 нагнетательных скважинах башкирского яруса (2013-2023 г. г.);
– установка оборудования ОРЗ в 129 нагнетательных скважинах;
– проведение. ГТМ (ОПЗ, перфорационные работы, оптимизация работы ГНО, РИР).
Проектный срок разработки – 85 лет. Общий фонд скважин на проектный период – 866, из них 538 добывающих и 212 нагнетательных. Накопленная добыча нефти за весь срок разработки – 28755,5 тыс. т, в том числе за проектный срок – 7531 тыс. т, достигаемый КИН – 0,340 (при утвержденном 0,354), Квыт – 0,506, Кохв – 0,626.
Схема размещения скважин приведена на графическом приложении 28. Расчетные технологические показатели варианта разработки представлены в таблице 6.10.
Вариант 2 предусматривает:
– бурение четырех скважин в неразбуренной северо-западной части залежей (2013-2014 г. г.);
– тепловое воздействие на северном участке залежей (21 паронагнетательная скважина);
– перевод 20 добывающих скважин с пластов башкирского яруса на пласты верейского горизонта (2013-2015 г.г.);
– дострел пластов верейского горизонта в 143 скважинах, выработавших запасы средней и нижней пачек башкирского яруса, при совместной эксплуатации пластов верейского горизонта и пластов верхней пачки башкирского яруса (2015-2048 г. г.);
– дострел верейских пластов в шести добывающих скважинах башкирского яруса (оборудование одновременно-раздельной добычи) (2013. г.);
– дострел башкирских пластов в десяти добывающих скважинах верейского горизонта (оборудование одновременно-раздельной добычи) (2015 г.);
– перевод 23 добывающих скважин с пластов верейского горизонта на пласты башкирского яруса (2013-2017 г. г.);
– дострел верхних башкирских пластов в 58 скважинах, переведенных на пласты верейского горизонта и не выработавших запасы верхних пластов башкирского яруса (2014-2017 г.г.);
– в зонах башкирского яруса, слабо охваченных дренированием, бурение семи боковых стволов (2030 г.) и переводы двух скважин с визейского объекта (2045 г.);
– дострел верейских пластов в 87 нагнетательных скважинах башкирского (2013-2038 г. г.);
– в 52 нагнетательных скважинах башкирского яруса проведение работ по отключению (ограничению) промытых пластов;
– установка оборудования ОРЗ в 109 нагнетательных скважинах;
– проведение. ГТМ (ОПЗ, перфорационные работы, РИР, оптимизация работы ГНО).
Проектный срок разработки – 86 лет. Общий фонд скважин на проектный период – 868, из них 540 добывающих и 212 нагнетательных. Накопленная добыча нефти за весь срок разработки – 29889 тыс. т, в том числе за проектный срок – 8664 тыс. т, достигаемый КИН – 0,354 (при утвержденном 0,354), Квыт – 0,506, Кохв – 0,652.
Схема размещения скважин приведена на графическом приложении 29. Расчетные технологические показатели варианта разработки представлены в таблице 6.11.
Вариант 2А предусматривает:
– бурение четырех скважин в неразбуренной северо-западной части залежей (2013-2014 г. г.);
– тепловое воздействие на северном участке залежей (21 паронагнетательная скважина);
– перевод 187 добывающей скважины с пластов башкирского яруса на пласты верейского горизонта (2013-2053 г.г.);
– перевод 91 добывающей скважины с пластов верейского горизонта на пласты башкирского яруса (2013-2017 г. г.);
– в зонах башкирского яруса, слабо охваченных дренированием, бурение семи боковых стволов (2030 г.) и переводы двух скважин с визейского объекта (2045 г.);
– дострел верейских пластов в 87 нагнетательных скважинах башкирского объекта (2013-2038 г. г.);
– в 52 нагнетательных скважинах башкирского яруса проведение работ по отключению (ограничению) промытых пластов;
– установка оборудования ОРЗ в 109 нагнетательных скважинах;
– проведение. ГТМ (ОПЗ, перфорационные работы, РИР, оптимизация работы ГНО).
Проектный срок разработки – 86 лет. Общий фонд скважин на проектный период – 868, из них 540 добывающих и 212 нагнетательных. Накопленная добыча нефти за весь срок разработки – 29889 тыс. т, в том числе за проектный срок – 8665 тыс. т, достигаемый КИН – 0,354 (при утвержденном 0,354), Квыт – 0,506, Кохв – 0,652.
Схема размещения скважин приведена на графическом приложении 30. Расчетные технологические показатели варианта разработки представлены в таблице 6.12.
Таблица 6.10 – Основные расчетные технологические показатели разработки по верейско-башкирскому объекту (вариант 1)
Таблица 6.11 – Основные расчетные технологические показатели разработки по верейско-башкирскому объекту (вариант 2)
Таблица 6.12 – Основные расчетные технологические показатели разработки по верейско-башкирскому объекту (вариант 2А)
Визейский объект
Вариант 1 предусматривает:
В разбуренной части залежи (р-н скв. 121Р):
–бурение одной добывающей скважиныс освоением по технологии ГРП (скв. 9012, 2019г.);
Разбуривание неосвоенных частей визейской залежи:
– бурение четырех добывающих наклонно-направленных скважин в районе скв.120Р (скв. 9001, 9006, 9008 и 9009, 2018-2019 г.г.), три из которых с освоением по технологии ГРП);
– бурение двух добывающих наклонно-направленных скважин в районе скв.366Р (скв. 9003 и 9007,2019г.);
– бурение одного бокового горизонтального ствола (из скв. 386 верейского объекта,2013г.);
– проведение ГТМ (перфорационные работы, оптимизация работы ГНО).
Проектный срок разработки – 75 лет. Общий фонд скважин на проектный период – 41, из них 34 добывающих и семь нагнетательных. Накопленная добыча нефти за весь срок разработки – 2216 тыс. т, в том числе за проектный срок – 1016 тыс. т, достигаемый КИН – 0,388 (при утвержденном 0,417), Квыт – 0,528, Кохв – 0,735.
Схема размещения скважин приведена на графическом приложении31. Расчетные технологические показатели варианта разработки представлены в таблице 6.13.
Вариант 2 предусматривает:
В разбуренной части залежи (р-н скв. 121Р):
– в зонах с недренируемыми запасами бурение одного бокового наклонно-направленного ствола из собственной скважины (скв. 1600, 2014 г.) и бурение одного бокового горизонтального ствола из скважины верейского объекта (из скв. 112А,2014г.);
Разбуривание неосвоенных частей визейской залежи:
– бурение одного бокового горизонтального ствола (из скв. 386 верейского объекта);
– бурение трех добывающих наклонно-направленных скважин в районе скв.120R – (9009 в 2016 году, 9006 и 9008 в 2017 году), причем 9008 – зависимая от результатов бурения скв. 9006;
– бурение двух БГС (из скв. 9006 и 9009, 2034 г.), длина горизонтальной части ствола в добывающих скважинах 140 м;
– в южной части залежиперевод скважины 108Р (при условии получения лицензии, 2015 г.) с башкирского объекта и бурение одной добывающей наклонно-направленной скважины (скв. 9010, 2017 г.);
– в районе скв. 366Р перевод одной скважины с верейского объекта (скв. 1549, 2018 г.).
– проведение ГТМ (перфорационные работы, оптимизация работы ГНО).
Бурение наклонно-направленных скважин предусмотрено с освоением по технологии ГРП.
Проектный срок разработки – 76 лет. Общий фонд скважин на проектный период – 41, из них 34 добывающих и семь нагнетательных. Накопленная добыча нефти за весь срок разработки – 2383 тыс.т, в том числе за проектный срок – 1183 тыс.т, достигаемый КИН – 0,417 (при утвержденном 0,417), Квыт – 0,528, Кохв – 0,790.
Схема размещения скважин приведена на графическом приложении32. Расчетные технологические показатели варианта разработки представлены в таблице 6.14.
Таблица 6.13 – Основные расчетные технологические показатели разработки по визейскому объекту(вариант 1)
Таблица 6.14 – Основные расчетные технологические показатели разработки по визейскому объекту (вариант 2)
Турнейский объект
Вариант 1 предусматривает перевод восьми скважин с вышележащих объектов: семь – с визейского объекта (скв. 1511,1512,1526, 1565, 8, 1522, 1549) и одна – с верейского объекта (скв. 549). Динамика переводов:
– в район скв.121Р перевод пяти добывающих скважин (2020-2069г.г.);
– в район скв.82Р перевод двух добывающих скважин (2023-2027г.г.);
– в район скв.366Р перевод одной добывающей скважины (2042г.).
Проектный срок разработки – 94 года. Общий фонд скважин на проектный период – девять добывающих. Накопленная добыча нефти за весь срок разработки – 89 тыс.т, в том числе за проектный срок – 84 тыс.т, достигаемый КИН – 0,198 (при утвержденном 0,202), Квыт – 0,358, Кохв – 0,553.
Схема размещения скважин приведена на графических приложениях 33. Расчетные технологические показатели варианта разработки представлены в таблице 6.15.
Вариант 2предусматривает как перевод скважин с вышележащих объектов, так и бурение бокового горизонтального ствола:
– перевод семи скважин, в т.ч. шесть из них с визейского объекта и одна с верейского объекта (район скв.121Р– перевод четырех добывающих скважин (2020-2037г.г.), район скв.82Р– перевод двух добывающих скважин (2023-2027г.г.), район скв.366Р– перевод одной добывающей скважины (2042г.));
– бурение одного БГС из скв. 588 верейского объекта(2027г.).
Проектный срок разработки – 70 лет. Общий фонд скважин на проектный период - девять добывающих. Накопленная добыча нефти за весь срок разработки – 91 тыс.т, в том числе за проектный срок – 86 тыс.т, достигаемый КИН – 0,202 (при утвержденном 0,202), Квыт – 0,358, Кохв – 0,564.
Схема размещения скважин приведена на графических приложениях 34. Расчетные технологические показатели варианта разработки представлены в таблице 6.16.
Таблица 6.15 – Основные расчетные технологические показатели разработки по турнейскому объекту (вариант 1)
Таблица 6.16 – Основные расчетные технологические показатели разработки по турнейскому объекту (вариант 2)
Месторождение в целом
Вариант 1 (1+1+1+1).
Проектный срок разработки – 94 года. Общий фонд скважин на проектный период – 938, из них 570 добывающих, 219 нагнетательных и 19 поглощающих. Накопленная добыча нефти за весь срок разработки – 31060 тыс. т, в том числе за проектный срок – 8631,5 тыс. т, достигаемый КИН – 0,343 (при утвержденном 0,357).
Расчетные технологические показатели варианта разработки представлены в таблице 6.17.
Вариант 2 (2+2+2+2).
Проектный срок разработки – 86 лет. Общий фонд скважин на проектный период – 935, из них 567 добывающих, 219 нагнетательных и 19 поглощающих. Накопленная добыча нефти за весь срок разработки – 32363 тыс. т, в том числе за проектный срок – 9934 тыс. т, достигаемый КИН – 0,357 (при утвержденном 0,357).
Расчетные технологические показатели варианта разработки представлены в таблице 6.18.
Вариант 2А (2А+2+2+2).
Проектный срок разработки – 86 лет. Общий фонд скважин на проектный период – 935, из них 567 добывающихая, 219 нагнетательных и 19 поглощающих. Накопленная добыча нефти за весь срок разработки – 32363 тыс. т, в том числе за проектный срок – 9934 тыс. т, достигаемый КИН – 0,357 (при утвержденном 0,357).
Расчетные технологические показатели варианта разработки представлены в таблице 6.19.
Таблица 6.17 – Основные расчетные технологические показатели разработки по месторождению в целом (вариант 1)
Таблица 6.18 – Основные расчетные технологические показатели разработки по месторождению в целом (вариант 2)
Таблица 6.19 – Основные расчетные технологические показатели разработки по месторождению в целом (вариант 2А)
