нення.
Результати перерахунку запасів, апробації нових технологічних рішень, відображені в авторський нагляд, були враховані в технологічній схемі.
Затверджений ЦКР варіант технологічної схеми передбачає наступні проектні рішення:
виділення двох експлуатаційних об'єктів (пласти ЮК10 і ЮК11);
рівні видобутку нафти в 1992 році - 7180000. т,
в 1995 році - 5190000. т,
в 2000 році - 4870000. т;
проектний рівень видобутку рідини - 116800000. т/рік;
проектний рівень закачування води - 140100000. м3/рік;
видобуток нафтового газу в 1992 році - 378 600 000. м3,
в 1995 році - 996 500 000. м3,
в 2000 році - 935,0 млн. м3;
перехід з блокової трехрядной на вогнищево-виборчу систему (щільність сітки - 18 га/ВКВ, з 46 блоку - 24 га/вкв);
вибір свердловин під нагнітання здійснюється в індивідуальному порядку з урахуванням особливостей геологічної будови продуктивних пластів;
буріння +1405 свердловин ущільнюючого фонду на ділянках пласта з погіршеними фільтраіонно-ємнісними властивостями при загальному проектному фонді 7468 свердловин, в тому числі 5 136 видобувних і 2 332 нагнітальних;
випробуванні методу водогазового впливу на низькопроникних колекторах досвідченого ділянки в південній частині Талінской площі з проектним рівнем річної закачування газу - 1450 млн. м3; за результатами дослідно-промислових робіт по водогазового впливу вирішити питання про промислове впровадженні цього методу на Талінской площі;
тиск на гирлі водонагнетательних свердловин - 18 МПа, газонагнетательних - 35 МПа;
коефіцієнт нефтеізвлеченія (С1 + С2) - 0,25 (відповідає затвердженому ГКЗ).
Таким чином:
. На 01.01.2010 рік розробки Талінской площі Красноленінського родовища було затверджено чотири проектні документа.
. За період складання проектної документації, в результаті уточнення геологічної моделі, затверджені балансові і видобувні запаси нафти за площею збільшилися в 2,8 рази.
. Незважаючи на велику кількість науково-дослідних робіт. Виконаних різними інститутами, так і не вдалося встановити основні закономірності процесу вироблення запасів і визначитися з коефіцієнтом вилучення нафти, який змінювався від проекту до проекту, динаміка зміни КІН наведена на рис. 3.1.
. Протягом дії усіх затверджених документів проектні рівні видобутку нафти не виконувалися.
. В оцінках добивних потенціалу Талінской площі позиції авторських колективів розрізнялися істотно від 3500 тис. Т (Тих. Схема 1980 г.), до 17400 тис. Т (Тих. Схема 1984 г.) (див. Табл. 3.1).
. У процесі розробки родовища доводилося суттєвого коригування проектні рішення. У ряді випадків ці зміни носили вимушений характер, відображаючи склався постфактум.
. Цілий ряд програмних робіт по впрова?? енію нових технологій розробки родовища (наприклад, метод водогазового впливу), або не виконувався, або роботи були виконані з істотними відхиленнями.
Рис. 3.1. Динаміка зміни затвердженого коефіцієнта нефтеізвлеченія за датою проектування
. 3 Технологічна схема ОПР пластів ЮК2-9 Талінской площі (2003 р.)
Нової технологічною схемою передбачено виділення в товщі пластів тюменської свити двох експлуатаційних об'єктів ЮК2-5 і ЮК6-9.
Об'єкт ЮК2-5
? розміщення 445 експлуатаційних свердловин по семикрапковим зверненої схемою з щільністю 21,6 га/ВКВ. У кордоні 8-ми метрової ізопахіти, у тому числі 297 видобувних свердловин; 148 - нагнітальних (у т. Ч. 24 - спільно-роздільна закачування).
? будівництво фонду допоміжних і спеціальних свердловин - 21 од .;
? проведення заходів щодо большеоб'емная гідророзриву пластів на вводяться з буріння видобувних свердловинах, всього 206 свердловин-операцій (на повний розвиток), у тому числі проведення большеоб'емная ГРП на період ОПР (2003-2007 рр.) всього 48 свердловин-операцій;
? проведення Малооб'ємні ГРП на свердловинах нагнітального фонду всього 119 свердловин-операцій для забезпечення необхідної прийомистості свердловин (на повний розвиток), у тому числі проведення малооб'ємних ГРП на період ОПР (2003-2007 рр.) всього 11 свердловин-операцій;
? впровадження гідророзриву пласта за технологією Sitle Frac на нових видобувних свердловинах в ВНЗ; всього 20 св...
