Проектирование разработки тюменской свиты Тортасинского месторождения

В соответствии с «Методическими рекомендациями по подготовке технических проектов разработки месторождений УВС» №  12-р от

18.05.2016 выбор рекомендуемого варианта разработки осуществляется на данных не менее чем трех вариантов разработки по каждому эксплуатационному объекту. На объектах тюменской свиты рассмотрено шесть вариантов разработки. Основные различия в вариантах заключаются в режимах работы, размещении и типе скважин, а также предполагаемых ГТМ. Варианты рассчитывались на весь срок разработки.

Объект ЮС2-4

Вариант 1 Вариант предусматривает бурение горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин (800 м) по двухрядной системе ППД. Расстояние между скважинами и рядами 800 м. В зонах совпадения в плане пластов ЮС 2 и ЮС₄ предусмотрено совестное вскрытие. Предусмотрена эксплуатация 5 фактически пробурённых и работающих скважин. Общий фонд скважин выставляет 108 (72 добывающие, 36 нагнетательных). Фонд скважин для бурения – 103, в т.ч. 67 добывающих горизонтальных, 36 нагнетательных горизонтальных. За проектный период максимальный уровень добычи нефти составит 220.2 тыс. т, жидкости - 333.2 тыс. т, растворенного газа - 20.9 млн. м³, закачка воды - 312.2 тыс. м³. На конец разработки накопленная добыча нефти составит 9505 тыс. т, жидкости - 13486.9 тыс. т., растворенного газа -774.4 млн. м³, накопленная закачка - 15530.9 тыс. м³. Накопленная компенсация отборов к концу разработки составит 81.8%. КИН составит 0.125.

Вариант 2 Вариант предусматривает бурение горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин (800 м) по однорядной системе ППД. Расстояние между скважинами и рядами 800 м. В зонах совпадения в плане пластов ЮС2 и ЮС4 предусмотрено совестное вскрытие. Предусмотрена эксплуатация 5 фактически пробурённых и работающих скважин. Общий фонд скважин выставляет 245 (128 добывающие, 117 нагнетательных). Фонд скважин для бурения – 240, в т.ч. 123 добывающих горизонтальных, 117 нагнетательных горизонтальных. За проектный период максимальный уровень добычи нефти составит 361.6 тыс. т, жидкости - 557.5 тыс. т, растворенного газа - 36.3 млн. м³, закачка воды - 531.9 тыс. м³. На конец разработки накопленная добыча нефти составит 13921.2 тыс. т, жидкости - 26357.2 тыс. т., растворенного газа - 1211.8 млн. м³, накопленная закачка - 34353.8 тыс. м³. Накопленная компенсация отборов к концу разработки составит 98.3%. КИН составит 0.183.

Вариант 3 По сравнению с вариантом 2, предусматривает уплотнение сетки скважин до 400 м, бурение горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин (800 м) по однорядной системе ППД. Расстояние между скважинами и рядами 400 м. В зонах совпадения в плане пластов ЮС₂ и ЮС 4 предусмотрено совместное вскрытие. Предусмотрена эксплуатация 5 фактически пробурённых и работающих скважин. Общий фонд скважин выставляет 154 (81 добывающая, 73 нагнетательных). Фонд скважин для бурения – 149, в т.ч. 76 добывающих горизонтальных, 73 нагнетательных горизонтальных. За проектный период максимальный уровень добычи нефти составит 396.4 тыс. т, жидкости - 541.6 тыс. т, растворенного газа - 41.9 млн. м³, закачка воды - 507.6 тыс. м³. На конец разработки накопленная добыча нефти составит 13762.9 тыс. т, жидкости - 22964 тыс. т., растворенного газа -1037.4 млн. м³, накопленная закачка - 27388.6 тыс. м³. Накопленная компенсация отборов к концу разработки составит 94.8%. КИН составит 0.181.

Вариант 4 По сравнению с вариантом 3, вариант предусматривает сокращение эксплуатационного фонда за счет удлинения до 1500 м горизонтальных участков стволов скважин, бурение осуществляется по однорядной системе ППД. Расстояние между скважинами и рядами 400 м. В зонах совпадения в плане пластов ЮС₂ и ЮС₄ предусмотрено совместное вскрытие. Предусмотрена эксплуатация 5 фактически пробурённых и работающих скважин. Общий фонд скважин выставляет 183 (102 добывающие, 81 нагнетательная). Фонд скважин для бурения – 178, в т.ч. 97 добывающих горизонтальных, 81 нагнетательная горизонтальная. За проектный период максимальный уровень добычи нефти составит 566.6 тыс. т, жидкости - 1610.5 тыс. т, растворенного газа - 58.9 млн. м³, закачка воды -1187.4 тыс. м³. На конец разработки накопленная добыча нефти составит

16338 тыс. т, жидкости - 121760.4 тыс. т., растворенного газа - 1540.4 млн. м³, накопленная закачка - 89693 тыс. м³. Накопленная компенсация отборов к концу разработки составит 90.6%. КИН составит 0.215.

Вариант 5 В отличии от варианта 4, вариант предусматривает раздельную эксплуатацию пластов ЮС 2 и ЮС 4 , запланирован перевод скважин, выбывших на пласте ЮС₂ на пласт ЮС₄ путем забуривания добывающих и нагнетательных боковых горизонтальных стволов (800 м). Длина основных ГС 1500 м, бурение осуществляется по однорядной системе ППД. Расстояние между скважинами и рядами 400 м. Предусмотрена эксплуатация 5 фактически пробурённых и работающих скважин. Общий фонд скважин выставляет 239 (125 добывающие, 114 нагнетательных). Фонд скважин для бурения – 234, в т.ч. 120 добывающих горизонтальных, 114 нагнетательных горизонтальных. За проектный период максимальный уровень добычи нефти составит 571 тыс. т, жидкости - 875.2 тыс. т, растворенного газа - 67 млн. м³, закачка воды - 1049.8 тыс. м³. На конец разработки накопленная добыча нефти составит 18406.1 тыс. т, жидкости -89453.9 тыс. т., растворенного газа - 2691.7 млн. м³, накопленная закачка -104642 тыс. м³. Накопленная компенсация отборов к концу разработки составит 106%. КИН составит 0.242.

Вариант 6 В отличии от варианта 5, вариант предусматривает одновременную закачку воды на пласты объекта наклонно-направленными скважинами в зонах совпадения в плане, а также увеличение длины ЗГБС. Длина основных ГС 1500 м, бурение осуществляется по однорядной системе ППД. Расстояние между скважинами и рядами 400 м. Предусмотрена эксплуатация 5 фактически пробурённых и работающих скважин. Общий фонд скважин выставляет 154 (81 добывающие, 73 нагнетательных). Фонд скважин для бурения – 149, в т.ч. 76 добывающих горизонтальных, 73 нагнетательных горизонтальных. За проектный период максимальный уровень добычи нефти составит 559.5 тыс. т, жидкости - 836.7 тыс. т, растворенного газа - 58.3 млн. м³, закачка воды - 460.3 тыс. м³. На конец разработки накопленная добыча нефти составит 17031.3 тыс. т, жидкости -60614.6 тыс. т., растворенного газа - 1497.7 млн. м³, накопленная закачка -47130.6 тыс. м³. Накопленная компенсация отборов к концу разработки составит 76.1%. КИН составит 0.224. Основные характеристики вариантов разработки объектов представлены в таблице 1.

Таблица 1.2

Основные характеристики вариантов разработки объектов

Для выбора оптимального варианта разработки была проведена оценка экономической эффективности вариантов разработки. Вариант разработки в целом по месторождению получен суммированием вариантов эксплуатационных объектов с максимальным значением интегрального показателя оптимальности Топт. Для расчета Топт показатели КИН, ЧДД пользователя недр и ДДГ рассчитывались за рентабельный срок разработки месторождения по каждому варианту.

Вывод: Разработка месторождения в целом при принятых в расчётах ценах и затратах обеспечивает положительное значение чистого дисконтированного дохода недропользователя. Анализ чувствительности проекта разработки месторождения по суммарному варианту показывает, что наибольшее влияние на экономическую эффективность оказывает изменение цены реализации, менее существенное влияние оказывает изменение величины капитальных затрат.