Обоснование выбора системы размещения и плотности сеток добывающих и нагнетательных скважин

Башкирский объект практически полностью разбурен по семиточечной обращенной системе с расстоянием между скважинами173 м. Для довыработки оставшихся запасов пластов башкирского яруса целесообразно пробурить четыре скважины в северо-западной части объекта Структура распределения текущих запасов нефти объекта изучалась по результатам геолого-промысловых и численно-аналитических модельных исследований.

Разработка верейского объекта предлагается скважинами башкирского объекта как путем перевода скважин, выработавших запасы башкирского яруса, так и совместной эксплуатации пластов верейского и башкирского объектов с использованием оборудования одновременно-раздельной эксплуатации. Таким образом, на верейском объекте будет сформирована система семиточечных обращенных элементов с расстоянием между скважинами 173 м.

В совместном верейско-башкирском объекте наиболее полная выработка запасов будет обеспечена тремя сетками скважин:

– основная сетка скважин, эксплуатирующих пласты верейского горизонта;

– основная сетка скважин, эксплуатирующих пласты башкирского яруса;

– дополнительная временная сетка скважин, совместно эксплуатирующих пласты верейского горизонта и башкирского яруса.

В совместную сетку скважин для опережающего формирования системы семиточечных элементов предлагается включать

– нагнетательные скважины при условии организации совместно-раздельной закачки (с установкой оборудования ОРЗ);

– добывающие скважины, совместно эксплуатирующие пласты верейского горизонта и пласты башкирского яруса (с установкой оборудования ОРД);

– добывающие скважины, совместно эксплуатирующие пласты верейского горизонта и верхние пласты башкирского яруса (от А_4-0+1 до А_4-5 без высокопроницаемых пропластков), при условии выработки запасов остальных пластов яруса.

Распределение жидкости в добывающих скважинах совместной сетки должно выполняться согласно профилям приемистости/притока. Между пластами верейского горизонта и башкирского яруса должен быть установлен влагомер или другой геофизический прибор для оперативного определения уровня обводненности продукции башкирского яруса. При проведении КРС/ПРС должен быть обеспечен контроль выработки запасов и обводненности по верейскому горизонту и башкирскому ярусу там путем снятия профилей приемистости/притока при совместной работе и путем отбора и анализа состава добываемой жидкости отдельно по верейскому горизонту и башкирскому ярусу (с отсечением пакером/пакерами).

После выработки запасов всех башкирских пластов скважины из совместной сетки переходят в основную верейскую.

Создание такой совместной временной сетки скважин способствует опережающему формированию системы разработки пластов верейского горизонта.

В настоящее время на визейском объекте разбурена только часть площади объекта по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 300-350 м,не полностью разбурена центральная часть и не разбурена южная часть залежи. Дальнейшее разбуривание объекта предлагается наклонно-направленными скважинами (с освоением по технологии ГРП) с избирательным размещением скважин.

Разработка турнейского объекта предлагается возратными скважинами визейского объекта, добуренными до турнейских отложений, на объекте будет реализована система избирательного размещения скважин.

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), К_выт – 0,509, К_охв – 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), К_выт – 0,509, К_охв – 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), К_выт – 0,509, К_охв – 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), К_выт – 0,506, К_охв – 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), К_выт – 0,506, К_охв – 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), К_выт – 0,506, К_охв – 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), К_выт – 0,506, К_охв – 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), К_выт – 0,506, К_охв – 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), К_выт – 0,528, К_охв – 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), К_выт – 0,528, К_охв – 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), К_выт – 0,358, К_охв – 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), К_выт – 0,358, К_охв – 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)