Давление на 2010 г Давление на 2040 г

Рисунок 4.16 – Динамика снижения нефтенасыщенности и давления в пласте БУ₈³. Вариант 1

Таблица 4.24 – Вариант 2. Технологические показатели разработки нефтяных оторочек пластов БУ₈¹, БУ₈², БУ₈³. Категория запасов С1+С2

Рисунок 4.17 – Вариант 2. Динамика основных показателей добычи нефти из пластов БУ₈¹, БУ₈², БУ₈³. Категория запасов С1+С2

1. Пробная эксплуатация (ПЭ) нефтяных оторочек пластов БУ₈², БУ₈³ начиная с II кв. 2012 г двумя добывающими скважинами №№622, 633 с горизонтальными окончаниями длиной 800 м. Максимальный уровень добычи нефти на период ПЭ (19.9 тыс.т) достигается в первый год эксплуатации (2012 г).

2. Опытно-промышленная эксплуатация (ОПЭ), начиная с 2016 г с поэтапным (в течение 4-х лет) вводом дополнительных добывающих скважин (23 ед.) в пределах лицензионного участка в районах с имеющейся и проектируемой инфраструктурой (для добычи газа и конденсата). Схема размещения скважин на этапе ОПЭ соответствует варианту 1. Максимальный уровень добычи нефти (126.9 тыс.т в год) на период ОПЭ достигается на шестой год разработки (2017 г) или на третий год после начала опытно-промышленной эксплуатации.

3. Для поддержания достигнутого на этапе ОПЭ максимального уровня добычи нефти, а также его увеличения, на третьем этапе с 2019 г (полное развитие) предусматривается максимальная доразведка и вовлечение оставшейся части запасов нефти размещением еще 94 скважин, как в пределах лицензионного участка, так и за его пределами, в т.ч. 37 скважин на восточном побережье Тазовской губы (см. выше рисунок 3.26). Максимальный уровень добычи нефти (918.3 тыс.т в год) достигается на десятый год разработки (2021 г) или на третий год после начала промышленной эксплуатации. Таким образом, общий фонд добывающих нефтяных скважин по варианту 2 составляет 119 ед. Коэффицент извлечения нефти (КИН) по варианту 3 составит 0.208.

.

Вариант 3 (таблица 4.25, рисунок 4.18, таблицы И.2.1 – И.2.9)

Для достижения утвержденного КИН вариантом 2 предусматривается размещение добывающих скважин на восточном берегу Тазовской губы, транспорт нефти на западный берег должен осуществляться по подводному нефтепроводу. Реализация данной схемы практически не осуществима по следующим причинам:

1. Восточное побережье Тазовской губы в районе Юрхаровского месторождения является охраняемой региональными законами территорией, на которой размещаются объекты историко-культурного наследия коренных народностей ЯНАО.

2. По результатам экологических экспертиз, прокладка подводного нефтепровода по дну Тазовской губы в районе Юрхаровского месторождения нанесет непоправимый ущерб среде обитания и нереста ценных пород рыб.

Таблица 4.25 – Вариант 3. Технологические показатели разработки нефтяных оторочек пластов БУ₈¹, БУ₈², БУ₈³. Категория запасов С1+С2

Рисунок 4.18 – Вариант 3. Динамика основных показателей добычи нефти из пластов БУ₈¹, БУ₈², БУ₈³. Категория запасов С1+С2

Данные обстоятельства являются существенным препятствием не только для реализации врианта 2, а вообще для организации добычи нефти как на восточном берегу Тазовской губы, так и в акватории. В результате, около 60% геологических запасов нефти в нефтяных оторочках фактически являются неизвлекаемыми.

Вариант 3 предусматривает технологически и экологически реализуемую схему разработки нефтяных оторочек только с западного берега Тазовской губы с максимально возможным достижением утвержденного в ГКЗ значения КИН в границах зоны размещения скважин. Таким образом, за вычетом 37 скважин восточного берега, общий фонд добывающих скважин по варианту 3 составит 82 ед. (2 скв. – пробная эксплуатация, +23 скв. – опытно-промышленная эксплуатация, +57 скв. – полное развитие). Схема размещения скважин соответствует варианту 2 (скважины западного берега).

В варианте 3 максимальный уровень добычи нефти (678.6 тыс.т в год) достигается на десятый год разработки (2021 г) или на третий год после начала промышленной эксплуатации. Коэффицент извлечения нефти (КИН) по варианту 3 составит 0.171 (на 2040 г), однако КИН в пределах зоны размещения скважин достигает утвержденного в ГКЗ значения.

В таблице 4.26 приведен график ввода добывающих скважин по вариантам 1-3.

Анализ результатов расчетов позволяет рекомендовать к реализации вариант 3, который предусматривает технологически и экологически реализуемую схему разработки нефтяных оторочек только с западного берега Тазовской губы с максимально возможным достижением утвержденного в ГКЗ значения КИН в границах зоны размещения скважин.

Таблица 4.26 – График ввода добывающих скважин по вариантам 1-3

Дата добавления: 2015-07-25