Вариант II

Вариант II предусматривает ввод скважин из консервации и бурение новых добывающих скважин.

Залежь нефти турнейских пластов. Планируется бурение 66 добывающих скважин и 7 нагнетательных, ввод из консервации 24 скважин и бурение 10 боковых стволов из простаивающих скважин залежи нефти пластов Мл+Бб+Тл с углублением до турнейской залежи. Кроме этого, предусмотрен комплекс МУН (гл.3.5.3). За расчетный период из залежи будет отобрано 11820,4 тыс.т нефти и 60685 тыс.т жидкости. В залежь будет закачано 54362,2 тыс.м³ воды. Максимальный темп отбора нефти составляет 2,2% (2028 г). При разработке залежи существующей системой утвержденный КИН достигается за 61 год (табл.4.4.2-4.5.2).

Залежь нефти яснополянского горизонта. Планируется бурение 7 добывающих скважин, бурение 1 БС на Березовском поднятии, ввод из консервации 13 скважин, перевод 2-х скважин с нижележащего горизонта. В 10 скважинах предусмотрен дострел проницаемых пропластков, не вовлеченных в разработку. Кроме этого, предлагается комплекс МУН (гл. 3.5.3). За расчетный период из залежи будет отобрано 37714,8 тыс.т нефти и 245315,0 тыс.т жидкости. В залежь будет закачано 269920,0 тыс.м³ воды. Максимальный темп отбора нефти составляет 0,5% (2004 г). При разработке залежи существующей системой утвержденный КИН достигается за 100 лет (табл.4.4.4-4.5.4).

Залежь нефти башкирских пластов. Планируется ввод из консервации 29 скважин и перевод с нижележащих объектов 39 скважин, дострел продуктивных пропластков, не вовлеченных в разработку, с применением перфогена в 14 скважинах. Кроме этого, предусмотрен комплекс МУН (гл. 3.5.3). За расчетный период из залежи будет отобрано 6872,7 тыс.т нефти и 34773 тыс.т жидкости. В залежь будет закачано 36197,3 тыс.м³ воды. Максимальный темп отбора нефти составляет 2,6% (2027 г). При разработке залежи существующей системой утвержденный КИН достигается за 56 лет (табл.4.4.6-4.5.6).

Залежь нефти и газа верейских отложений..Разрабатываются так же, как в I варианте.

Срок разработки месторождения по II варианту составил 96 лет. Общий добывающий фонд – 297 скважин, 99 нагнетательных. Разработка месторождения предусматривается с поддержанием пластового давления. Накопленная добыча за расчетный период – 56561,8 тыс.т нефти, 341139,8 тыс.т жидкости. С начала разработки в залежь будет закачано 360480,0 тыс.м³ воды. Достигнутый КИН составил 0,343 при утвержденном 0,383 (табл.4.4.10-4.5.10).

Вариант III

Для осуществления III варианта разработки в дополнение ко второму варианту ввести из консервации и разбурить проектным фондом скважин залежь нефти пластов В₃В₄.

Залежь нефти верейских отложений. По состоянию на 1.01.2004 г. все скважины находятся в консервации, ввод залежи в разработку планируется в 2007 году. Вводится из консервации 8 добывающих скважин и бурится 127 скважин (90 добывающих и 37 нагнетательных). Бурение проектных скважин планируется начать в 2014 г.

Нефтяная оторочка нефтегазовой залежи может разрабатываться как нефтяная залежь с регулируемым отбором свободного газа из газовой шапки. В целом по залежи газовой шапки пласта В₃В₄ на 1.01.2004 г. сохраняется газовый режим разработки с незначительными элементами водонапорного на периферии, не охваченной сеткой газовых скважин. При разбуривании залежи большим фондом проектных скважин созданный режим будет нарушен и свободный газ, таким образом, превратится в попутный.

Достигнутые и проектируемые уровни годовых отборов природного газа из залежи верейского горизонта полностью определяются потребностью в данном газе, поэтому увеличивать их в настоящее время нет необходимости.

Для обеспечения режима разработки залежи при неподвижном газонефтяном контакте необходимо создать барьерное заводнение вокруг газовых шапок. Для этого нагнетательные скважины размещаются в центре залежи вокруг газовых шапок, после бурения сразу пускаются под закачку, без отработки на нефть. Добывающие скважины размещаются в чисто нефтяной зоне пласта.

За расчетный период из залежи будет отобрано 6816,4 тыс.т нефти, 47989,3 тыс.т жидкости. В залежь будет закачано 410254,7 тыс.м³ воды. Максимальный темп отбора нефти составляет 2,2% (2042 г.). При разработке залежи существующей системой утвержденный КИН достигается за 92 года (2100 год) (табл.4.4.8-4.5.8).

Срок разработки месторождения по III варианту составил 97 лет. Общий добывающий фонд – 550 скважин, 140 нагнетательных. Разработка месторождения предусматривается с поддержанием пластового давления. Накопленная добыча за расчетный период – 63203,26 тыс.т нефти, 388685,5 тыс.т жидкости. В залежь будет закачано 10160,2 тыс.м³ воды. Достигнутый КИН составил 0,383 при утвержденном 0,383 (табл.4.4.11-4.5.11).

Табл.4.4.1. Характеристика основного фонда скважин. Пласты Т1+Т2. Вариант I

Табл.4.5.1. Характеристика основных показателей разработки. Пласты Т1+Т2. Вариант I

Табл.4.4.2. Характеристика основного фонда скважин. Пласты Т1+Т2. Вариант II

Табл.4.5.2. Характеристика основных показателей разработки. Пласты Т1+Т2. Вариант II

Табл.4.4.3. Характеристика основного фонда скважин. Пласты Мл+Бб+Тл. Вариант I

Табл.4.5.3. Характеристика основных показателей разработки. Пласты Мл+Бб+Тл. Вариант I

Табл.4.4.4. Характеристика основного фонда скважин. Пласты Мл+Бб+Тл. Вариант II

Табл.4.5.4. Характеристика основных показателей разработки. Пласты Мл+Бб+Тл. Вариант II

Табл.4.4.5. Характеристика основного фонда скважин. Пласты Бш1+Бш2. Вариант I

Табл.4.5.5. Характеристика основных показателей разработки. Пласты Бш1+Бш2. Вариант I

Табл.4.4.6. Характеристика основного фонда скважин. Пласты Бш1+Бш2. Вариант II

Табл.4.5.6. Характеристика основных показателей разработки. Пласты Бш1+Бш2. Вариант II

Табл.4.4.7. Характеристика основного фонда скважин. Пласты В3В4. Вариант I

Табл.4.5.7. Характеристика основных показателей разработки. Пласты В3В4. Вариант I

Табл.4.4.8. Характеристика основного фонда скважин. Пласты В3В4. Вариант II

Табл.4.5.8. Характеристика основных показателей разработки. Пласты В3В4. Вариант II

Табл.4.4.9. Характеристика основного фонда скважин. Павловское месторождение. Суммарный вариант I

Табл.4.5.9. Характеристика основных показателей разработки. Павловское месторождение. Суммарный вариант I

Табл.4.4.10. Характеристика основного фонда скважин. Павловское месторождение. Суммарный вариант II

Табл.4.5.10. Характеристика основных показателей разработки. Павловское месторождение. Суммарный вариант II

Табл.4.4.11. Характеристика основного фонда скважин. Павловское месторождение. Суммарный вариант III

Табл.4.5.11. Характеристика основных показателей разработки. Павловское месторождение. Суммарный вариант III

Табл.4.5.12. Характеристика основных показателей разработки газовой шапки

Табл.4.6.Технологические показатели вариантов разработки

Рис.4.2.1. Сравнение добычи нефти по вариантам

Рис.4.2.2. Динамика основных показателей разработки. Вариант II