Разработка нефтяных месторождений

курсовая работа

3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения

Для пластов Ач4, Ю11 и Ю2 рассматривались площадные 5-ти, 7-ми и 9-точечные системы с расстояниями между скважинами 400, 500, 600 и 700 м, так как площадные системы заводнения характерны для низкопроницаемых, высокорасчлененных и осложненных густой сетью тектонических нарушений ачимовских и юрских отложений Западной Сибири. Во всех вариантах, рассмотренных для пластов Ач4, Ю11 и Ю2, в скважинах проводится ГРП как метод освоения.

Параметры рассмотренных систем размещения скважин на участке ОПР для пласта Ач4 приведены в таблице 3.1.1.

Таблица 3.1.1

Параметры систем размещения скважин. Объект Ач4

Все рассмотренные системы разработки различаются количеством скважин, плотностью сетки, количеством извлекаемых запасов нефти на одну скважину, количеством накопленной добычи нефти и др.

Таким образом, по объекту Ач4 для участка ОПР для оценки технологического коэффициента извлечения и перспектив добычи нефти было сформировано 3 расчетных варианта. Во всех вариантах по скважинам проводится ГРП как метод освоения. Во всех вариантах предусмотрена программа ГТМ и МУН.

Вариант 1. Схема размещения проектного фонда основана на 5-точечной системе с расстоянием между скважинами 600 м. Плотность сетки - 34,8 га/скв. Разработка опытного участка пласта Ач4 начинается путем ввода в эксплуатацию разведочной скважины №467. Общий фонд составит 9 скважин, из них к бурению - 8 (4 добывающих и 4 нагнетательных). Во всех скважинах проводится ГРП как метод освоения.

Схема размещения проектного фонда скважин по варианту 1 приведена на рис. 3.1.1.

Вариант 2. За основу взят вариант 1. Вариант предусматривает бурение горизонтальных скважин. Плотность сетки - 34,8 га/скв. Разработка участка ОПР начинается путем ввода в эксплуатацию разведочной скважины №467. Общий фонд составит 5 скважин, из них к бурению - 4 (2 добывающих горизонтальных и 2 нагнетательных). Во всех скважинах проводится ГРП как метод освоения.

Схема размещения проектного фонда скважин по варианту 2 приведена на рис. 3.1.2.

Вариант 3. Схема размещения проектного фонда основана на 7-точечной системе с расстоянием между скважинами 600 м. Плотность сетки - 31,4 га/скв. Разработка участка ОПР начинается путем ввода в эксплуатацию разведочной скважины №467. Общий фонд составит 10 скважин, из них к бурению - 9 (6 добывающих и 3 нагнетательных). Во всех скважинах проводится ГРП как метод освоения.

Схема размещения проектного фонда скважин по варианту 3 приведена на рис. 3.1.3

Рис. 3.1.1 Схема размещения проектного фонда скважин. Объект Ач4. Вариант 1

Рис. 3.1.2 Схема размещения проектного фонда скважин. Объект Ач4.

Вариант 2

Рис. 3.1.3 Схема размещения проектного фонда скважин. Объект Ач4. Вариант 3

Пласты Ю11 и Ю2 сначала были рассмотрены как самостоятельные объекты разработки. На каждом из участков опытно-промышленных работ пластов Ю11 и Ю2 были проведены технико-экономические расчеты для элемента пятиточечной системы с расстоянием между скважинами 500 м. Экономический анализ расчетов показал нерентабельность самостоятельной разработки пласта Ю2. На пласт Ю11 были рассмотрены следующие системы размещения скважин на участке ОПР (таблице 3.1.2), различающиеся между собой количеством скважин, плотностью сетки, количеством извлекаемых запасов нефти на одну скважину, количеством накопленной добычи нефти и др. Во всех вариантах по скважинам проводится ГРП как метод освоения. Во всех вариантах предусмотрена программа ГТМ и МУН.

Таблица 3.1.2

Параметры систем размещения скважин. Пласт Ю11

Укрупненный технико-экономический анализ показал, что наибольший чистый дисконтированный доход за рентабельный период достигается в случаях:

- при 5-точечной системе с расстоянием между скважинами 600 м (241,8 млн. руб.);

- при 7-точечной системе с расстоянием между скважинами 600 м (152,3 млн. руб.).

Эксплуатационный объект был укрупнен (Ю112), и на пласты Ю11 и Ю2 была спроектирована единая сетка добывающих и нагнетательных скважин.

Таким образом, по объекту Ю112 для участка ОПР для оценки технологического коэффициента извлечения и перспектив добычи нефти было сформировано 3 расчетных варианта.

Вариант 1. Схема размещения проектного фонда основана на 5-точечной системе с расстоянием между скважинами 600 м. Плотность сетки - 31,1 га/скв. Разработка участка ОПР начинается с ввода в эксплуатацию скважины w3. Общий фонд составит 10 скважин, из них к бурению - 10 (5 добывающих и 5 нагнетательных). Во всех скважинах проводится ГРП как метод освоения.

Схема размещения проектного фонда скважин по варианту 1 приведена на рис. 3.1.4.

Вариант 2. Вариант сформирован на основе варианта 1, предусматривает зарезку боковых стволов. Плотность сетки - 24,5 га/скв. Разработка участка ОПР начинается с ввода в эксплуатацию скважины w3. Общий фонд составит 10 скважин, из них к бурению - 10 (5 добывающих и 5 нагнетательных). Во всех скважинах проводится ГРП как метод освоения.

Схема размещения проектного фонда скважин по варианту 2 приведена на рис. 3.1.5.

Вариант 3. Схема размещения проектного фонда основана на 7-точечной системе с расстоянием между скважинами 600 м. Плотность сетки - 31,1 га/скв. Разработка участка ОПР начинается с ввода в эксплуатацию скважины w5. Общий фонд составит 10 скважин, из них к бурению - 10 (7 добывающих и 3 нагнетательных). Во всех скважинах проводится ГРП как метод освоения.

Схема размещения проектного фонда скважин по варианту 3 приведена на рис. 3.1.6.

Рисунок 3.1.4 Схема размещения проектного фонда скважин. Объект Ю112. Вариант 1

Рисунок 3.1.5 Схема размещения проектного фонда скважин. Объект Ю112. Вариант 2

Рисунок 3.1.6 Схема размещения проектного фонда скважин. Объект Ю112. Вариант 3

Делись добром ;)