базового випадку (розміщення свердловин відповідно до варіанту розробки, вибране як оптимального в «Проект пробної експлуатації Північно-Останінского нафтового родовища» на період 2010-2012 рр.) і 2-х варіантів розробки родовища на період повного розвитку.
У Таблиці 3.0 представлені вихідні характеристики розрахункових варіантів.
Таблиця 3.0 Основні вихідні дані технологічних показників розробки
ХарактерістікіВаріантиРежім разработкіЗаводненіеСхема розміщення сітки скважінТрехрядная шахматнаяПятіточечнаяПятіточечнаяШаг сітки, М500/1000500500Плотность сітки, га/скв.21,51717Коеффіціент охоплення частки ед.0,5940,7200,750Соотношеніе свердловин, доб/нагн.5/21/11/1Забойное тиск свердловин, МПА- добивающіх15/2015/2015/20- нагнетательних39/4439/4439/44Коеффіціент використання свердловин, д. ед.- добивающіх0,920,920,92- нагнетательних0,920,920,92Предельная обводненість при відключенні видобувних свердловин,% 989898Срок розробки, лет381717
Базовий варіант. трирядними шахова система розробки з відстанню між рядами 500 м. між видобувними свердловинами 1000 м. У даному варіанті видобуток нафти ведеться 29 видобувними свердловинами, підтримання пластового тиску здійснюється 14 нагнітальними свердловинами. У перші два роки дослідно-промислової розробки закінчується освоєння свердловин, запланованих до введення, і формується 2 ділянки дослідно-промислової розробки. У третій рік ОПР вводиться система ППД. З шостого року ведеться активне розбурювання родовища, яке триває 3 роки, з темпом введення свердловин в експлуатацію до 12 шт. на рік. Максимальний рівень видобутку нафти досягається в 8 році і становить 142,5 тис. Тонн, максимальний рівень видобутку рідини припадає на 17 рік і становить - 333,7 тис. Тонн. Видобуток нафти за проектний період 38 років становить 1257,2 тис. Тонн, з початку розробки - 1259,1 тис. Тонн з досягненням КІН за весь період розробки 0,494 д. Од. Середнє пластовий тиск на кінець розрахункового періоду становить 27,1 МПа. Кінцева обводненность складе 94,7%.
Графік видобутку нафти, рідини, закачування агента, динаміки фонду видобувних і нагнітальних свердловин за базовим варіантом наведено на рис. 3.0.
Середній дебіт рідини видобувних свердловин протягом проектного періоду варіюється від 14,2 до 92,2 т/добу, середня прийомистість до 112,9 м 3 сут.
Варіант 1. Майданна п'ятиточкова система розробки з відстанню між свердловинами 500 м. У даному варіанті видобуток нафти ведеться 46 видобувними свердловинами, підтримання пластового тиску здійснюється 49 нагнітальними свердловинами. У перші два роки дослідно-промислової експлуатації закінчується освоєння свердловин, запланованих до введення, і формується 2 ділянки дослідно-промислової розробки. З третього року вводиться система підтримки пластового тиску. З шостого року ведеться активне розбурювання родовища, яке триває 7 років, з темпом введення свердловин в експлуатацію до 13 шт. на рік.
Максимальний рівень видобутку нафти досягається в 11 році і становить 218 тис. тонн, максимальний рівень видобутку рідини припадає на 13 рік і становить 1535,4 тис. тонн. Видобуток нафти за проектний період 17 років становить 1525,3 тис. Тонн, з початку розробки - 1527,1 тис. Тонн з досягненням КІН 0,599 д. Од. Середнє пластовий тиск на кінець розрахункового періоду становить 29,2 МПа. Кінцева обводненность складе 97,2%.
Графік видобутку нафти, рідини, закачування агента, динаміки фонду видобувних і нагнітальних свердловин за варіантом 1 наведено на рис. 3.1.
Середній дебіт рідини видобувних свердловин протягом проектного періоду варіюється від 29,5 до 415 т/добу, середня прийомистість нагнітальних свердловин - від 78,6 до 183,1 м 3 сут.
Варіант 2. Майданна п'яти точкова система розробки з відстанню між свердловинами 500 м. У даному варіанті видобуток нафти ведеться 46 видобувними свердловинами, підтримання пластового тиску здійснюється 49 нагнітальними свердловинами. У перші два роки дослідно-промислової експлуатації закінчується освоєння свердловин, запланованих до введення, і формується 2 ділянки дослідно-промислової розробки. З третього року вводиться система підтримки пластового тиску. У другому році планується проведення досліджень із закачування ПАР на керні, з третього року і до кінця ОПР - опробування закачування ПАР на скв. №№5 і 37. У четвертому і п'ятому роках ОПР на скв. №№3 і 4 планується опробування технології циклічного впливу на пласт. На видобувних свердловинах №№6г. 7г. 8г. 9. 27 планується провести роботи з визначення оптимального забійного тиску. З шостого року ведеться активне розбурювання родовища, яке триває 7 років, з темпом введення свердловин в експлуатацію до 13 шт. на рік.
Максимал...
