В административном отношении Восточно-Таркосалинское месторождение расположено в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Ближайшими населенными пунктами являются г. Тарко-Сале (административный центр Пуровского района), расположенный приблизительно в 3 км от западной границы участка, и в 10 км расположены поселки Пуровск и Сывдарма.
В разрезе Восточно-Таркосалинского месторождения выделен один газовый, три газоконденсатных и пять нефтяных эксплуатационных объектов, отличающихся друг от друга геолого-физическими и фильтрационно-емкостными характеристиками:
· газовый объект ПК1;
· газоконденсатные объекты БП12-14, БП15 и БП17;
· нефтяные объекты БП12, БП14, БП15, БП16 и БП17.
Выбор вариантов расчета и прогнозирования технологических показателей разработки объектов обосновывался исходя из состояния изученности, геологического строения, фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, продуктивности скважин, полученных на основе промысловых исследований и физико-химических свойств насыщающих флюидов, а также с учетом текущего состояния разработки и разбуренности объектов.
При моделировании прогнозных вариантов разработки, задавались следующие ограничения на работу скважин:
Для газовых и газоконденсатных скважин: контроль по устьевому давлению. Динамика устьевого давления унаследована с исторического периода. Минимальное устьевое давление 24 атм.
Для нефтяных скважин: контроль по забойному давлению – соответствует расчетному на последнюю дату исторического периода. Минимальный предел значения забойного давления ниже давления насыщения на 40-50 %.
Дополнительное экономическое ограничение для газовых и газоконденсатных скважин – остановка скважины при снижении дебита газа до 30000 м3/сут, либо достижение водогазового фактора 0,00001 см3/см3.
Дополнительное экономическое ограничение для нефтяных скважин – закрытие перфорации при обводненности свыше 98 %, либо дебита нефти менее 0,5 т/сут.
Характеристика вариантов разработки объектов Восточно-Таркосалинского месторождения
Газоконденсатный объект БП12-14
Объект находится в промышленной разработке c 1999 г. Запасы свободного газа, газа газовой шапки и конденсата оценены по категориям АВ1 и В2. Объем геологических запасов свободного газа – 120999 млн.м3, конденсата (геол./извл.) – 25411 / 17436 тыс.т.
По объекту рассмотрено два варианта разработки.
Вариант 1
Реализация решений действующего проектного документа. Предусматривается вовлечение в разработку запасов УВ неохваченных выработкой, бурением боковых стволов из существующих скважин.
Предусматривается бурение двух новых скважин на залежь р-н скв. 137р (пласт БП123), запасы которой отнесены к категории В2, а также вовлечение в разработку запасов УВ пластов БП123 и БП142 неохваченных выработкой, бурением боковых стволов из существующих скважин.
Схема размещения скважин – избирательная.
Общий фонд скважин – 37, в т.ч. добывающих газовых – 35 (из них 15 горизонтальных), контрольных – 2.
Фонд скважин для бурения – две наклонно-направленные скважины.
Ввод скважин из освоения прошлых лет – одна (№ 21к).
Перевод скважин с других объектов – две (№№ 128р, 51к).
Бурение БГС – пять (скв. №№ 31к, 44к, 51к, 244к, 128р).
Накопленный объем добычи свободного газа и газа газовой шапки на конец расчетного периода – 54176 млн.м3, конденсата – 7236,9 тыс.т. Достижение КИК на конец расчетного периода – 0,285 д.ед. Схема размещения проектного фонда скважин по объекту представлена на рисунке 1.
Вариант 2
Предусматривается вовлечение в разработку запасов УВ неохваченных выработкой, с использованием скважин нижележащих объектов.
Схема размещения скважин – избирательная.
Общий фонд скважин – 43, в т.ч. добывающих газовых – 41 (из них 16 горизонтальных), контрольных – 2.
Фонд скважин для бурения – две наклонно-направленные скважины.
Ввод скважин из освоения прошлых лет – одна (№ 21к).
Перевод скважин с других объектов – две (№№ 128р, 51к).
Бурение БГС – пять (скв. №№ 31к, 44к, 51к, 244к, 128р).
Приобщение пластов БП123 и БП142– 8 (скв. №№ 91к, 103к, 21к, 113к, 112к, 92к, 70р, 72к).
Рисунок 1 – Проектный фонд. Объект БП12-14. Вариант 1
Для довыработки запасов предусматривается перевод скважин объекта БП16, выполнивших свое проектное назначение.
Реализация программы ГТМ по оптимизации режима работы скважин.
Накопленный объем добычи свободного газа и газа газовой шапки на конец расчетного периода – 56789 млн.м3, конденсата – 7778 тыс.т. Достижение КИК на конец расчетного периода – 0,305 д.ед. Схема размещения проектного фонда скважин по объекту представлена на рисунке 2.
Газоконденсатный объект БП15
Объект разрабатывается c 2002 г. одной (№ 64к) совместной скважиной с пластами БП123 и БП142. Запасы свободного газа, газа газовой шапки и конденсата оценены по категориям В1 и В2. Объем геологических запасов свободного газа и газа газовых шапок– 9634 млн.м3, конденсата (геол./извл.) – 2460 / 693 тыс.т.
По объекту рассмотрен один вариант – предусматривающий реализацию решений действующего проектного документа.
Вариант 1
Предусматривается вовлечение в разработку запасов УВ пласта БП15 неохваченных выработкой, бурением боковых стволов из скважин, выполнивших свое проектное назначение на вышележащем газоконденсатном объекте БП12-14.
Рисунок 2 – Проектный фонд. Объект БП12-14. Вариант 2
Схема размещения скважин – избирательная.
Общий фонд скважин – 15.
Приобщение пласта к объекту ГК (пласты БП12-14) в 8 скважинах (№№ 32к, 21к, 61к, 83к, 84к, 92к, 101к, 128р).
Перевод на пласт бурением БГС – 6 скважины (№№ 243к, 244к, 114к, 44к, 41к, 63к).
Накопленный объем добычи свободного газа и газа газовой шапки на конец расчетного периода – 44238 млн.м3, конденсата – 693 тыс.т.
Достижение КИК на конец расчетного периода – 0,282 д.ед.
Схема размещения проектного фонда скважин представлена рисунке 3.
Рисунок 3 – Проектный фонд. Объект БП15. Вариант 1
Газоконденсатный объект БП17
Разработка объекта начата в 2012 году вводом в эксплуатацию скважины № 51к. Запасы газа газовой шапки и конденсата оценены по категориям В1 и В2. Объем геологических запасов газа – 1309 млн.м3, конденсата (геол./извл.) – 344 / 157 тыс.т.
По объекту рассмотрен один вариант – предусматривающий реализацию решений действующего проектного документа.
Вариант 1
Предусматривается вовлечение в разработку запасов УВ пласта БП172-1 неохваченных выработкой, бурением боковых стволов из скважин, выполнивших свое проектное назначение на других объектах.
Схема размещения скважин – избирательная.
Общий фонд скважин – 3, в т.ч. добывающих газовых – 2, контрольных – 1.
Перевод скважин с других объектов – две (№№ 70р, 77р).
Бурение БГС – два (скв. №№ 70р, 77р).
Накопленный объем добычи газа газовой шапки на конец расчетного периода –
960 млн.м3, конденсата – 157 тыс.т.
Достижение КИК на конец расчетного периода – 0,456 д.ед.
Схема размещения проектного фонда скважин представлена на рисунке 7.
Рисунок 7 – Проектный фонд. Объект БП17. Вариант 1
Максимальный уровень добычи газа в целом по газоконденсатным объектам достигается в 2020 году в объеме 745 млн.м3 при темпе отбора от начальных запасов 0,6 %, проектный уровень добычи конденсата – 92,9 млн.т. За расчетный период в 69 лет накопленная добыча газа составит 20909 млн.м3, конденсата – 2815 тыс.т. На конец расчетного периода накопленная добыча газа составит 62187 млн.м3, конденсата – 8628 тыс.т. Отбор от начальных геологических запасов свободного газа и газа газовых шапок – 47 %, КИК – 0,306.
В целом по месторождению, с учетом добычи свободного газа газового объекта ПК1, накопленная добыча газа на конец расчетного периода составит 276292,0 млн.м3, конденсата – 9156 тыс.т. Накопленный отбор от начальных геологических запасов свободного газа и газа газовых шапок составит 68,3 %, КИК – 0,300.