Презентация на тему: Создание геолого-геофизической модели месторождения, подсчет запасов УВ сырья и

Создание геолого-геофизической модели месторождения, подсчет запасов УВ сырья и разработка Проекта пробной эксплуатации.
Общие сведения
Сводный литолого-стратиграфический разрез
Состояние изученности месторождения
Геологическое строение месторождения
Геологический разрез по линии скважин №№ 62, 40, 43, 58, 71, 48
Структурная карта по кровле продуктивного пласта верхнетирского горизонта
Карта эффективных нефтенасыщенных толщин верхнетирского горизонта
Карта эффективных газонасыщенных толщин верхнетирского горизонта
Геолого-физическая характеристика вехнетирского горизонта
Структурная карта по кровле продуктивного пласта ярактинской пачки
Карта эффективных нефтенасыщенных толщин ярактинской пачки
Карта эффективных газонасыщенных толщин ярактинской пачки
Геолого-физическая характеристика ярактинской пачки
Запасы нефти, газа и конденсата на Гос.балансе РФ
Структура фонда скважин
Текущее состояние разработки
Создание геолого-геофизической модели месторождения, подсчет запасов УВ сырья и
Варианты разработки по нефтяным залежам
Создание геолого-геофизической модели месторождения, подсчет запасов УВ сырья и
Создание геолого-геофизической модели месторождения, подсчет запасов УВ сырья и
Создание геолого-геофизической модели месторождения, подсчет запасов УВ сырья и
Характеристика вариантов разработки верхнетирского горизонта
Создание геолого-геофизической модели месторождения, подсчет запасов УВ сырья и
Создание геолого-геофизической модели месторождения, подсчет запасов УВ сырья и
Создание геолого-геофизической модели месторождения, подсчет запасов УВ сырья и
Характеристика вариантов ярактинской пачки
Варианты разработки. Газовая залежь
Характеристика варианта разработки по газоконденсатной залежи
Создание геолого-геофизической модели месторождения, подсчет запасов УВ сырья и
Создание геолого-геофизической модели месторождения, подсчет запасов УВ сырья и
Основные показатели эффективности разработки нефтяного промысла
Основные показатели эффективности разработки газового промысла
Первоочередные участки пробной эксплуатации. Нефтяные залежи
Создание геолого-геофизической модели месторождения, подсчет запасов УВ сырья и
Первоочередные участки пробной эксплуатации. Газовые залежи
Создание геолого-геофизической модели месторождения, подсчет запасов УВ сырья и
Создание геолого-геофизической модели месторождения, подсчет запасов УВ сырья и
Создание геолого-геофизической модели месторождения, подсчет запасов УВ сырья и
Создание геолого-геофизической модели месторождения, подсчет запасов УВ сырья и
Создание геолого-геофизической модели месторождения, подсчет запасов УВ сырья и
Создание геолого-геофизической модели месторождения, подсчет запасов УВ сырья и
Геохронологическая Таблица
1/43
Средняя оценка: 4.4/5 (всего оценок: 21)
Код скопирован в буфер обмена
Скачать (10020 Кб)
1

Первый слайд презентации: Создание геолого-геофизической модели месторождения, подсчет запасов УВ сырья и разработка Проекта пробной эксплуатации

Построение 2Д модели месторождения и подсчет запасов : 1.Сбор всей информации о месторождении 2. Занесение исходной информации в проект 3. Построение геолого-геофизической модели месторождения 4.Подсчет запасов УВ сырья 5.Анализ текущего состояния разработки 6.Расчет возможных вариантов разработки и анализ их экономической эффективности 7.Выбор первоочередных участков для пробной эксплуатации 8. Разработка программы НИР и доразведки

Изображение слайда
2

Слайд 2: Общие сведения

открыто в 2008 году расположено в Киренском и Устькутском районах Иркутской области на территории Аянского ЛУ Лицензией ИРК №13568 НР владеет ООО «ИНК-Нефтагазгеология» сроком до 2031 г.

Изображение слайда
3

Слайд 3: Сводный литолого-стратиграфический разрез

ПАЛЕОЗОЙСКАЯ Верхнетирский горизонт Ярактинская пачка

Изображение слайда
4

Слайд 4: Состояние изученности месторождения

По состоянию на 01.01.08 г. на месторождении пробурено 13 поиск. и 2 развед. скв. 2Д сейсмика – 256 пог. км ГИС выполнен по всем скважинам Промыслово-геофизические исследования: -по верхнетирскому горизонту проводились исследования в 5 скважинах; -по ярактинской пачке проводились исследования в 7 скважинах. Керн отобран во всех скважинах, результаты отсутствуют. Гидродинамические исследования скважин: в пласте ярактинской пачки проведено 5 замеров пластового давления, 2 замера забойного давления, 1 исследование КВД (нет данных); -в верхнетирском горизонте выполнено 2 замера пластового давления, 1 ИД, Лабораторные исследования пластовых флюидов: Отобрано проб нефти:- на ярактинской пачке-3 пробы - на верхнетирском горизонте-2 пробы Отобрано проб газа: - на ярактинской пачке-5 пробы - на верхнетирском горизонте-3 пробы Отобрано проб конденсата: - на верхнетирском горизонте-2 пробы Физико-химическая характеристика пластовых вод: В пределах ярактинской пачки получены притоки воды при отборе 5 проб В пределах верхнетирского горизонта получены притоки воды при отборе 3 проб

Изображение слайда
5

Слайд 5: Геологическое строение месторождения

На Аянской площади пробурено 26 скважин. На Западно-Аянском НГКМ Пробурено -15 скважин, Выявлены в ярактинской пачке - 2 газоконденсатные залежи с нефтяной оторочкой; в верхнетирском горизонте – 1 нефтяная и 1 газоконденсатная залежи.

Изображение слайда
6

Слайд 6: Геологический разрез по линии скважин №№ 62, 40, 43, 58, 71, 48

62 40 43 58 71 48

Изображение слайда
7

Слайд 7: Структурная карта по кровле продуктивного пласта верхнетирского горизонта

Выявлено 2 залежи – нефтяная и газоконденсатная. Залежи литологически экранированы Получены пром.притоки нефти в скв.40 и газа в скв. 58 и 71

Изображение слайда
8

Слайд 8: Карта эффективных нефтенасыщенных толщин верхнетирского горизонта

Коллектор –терригенный с переслаиванием сульфатно-карбонатных пород; Размер залежи – 11.75×5.75 км; ВНК – 2048.3 м ; Нср.н/н – 1.3 м. скв.№40 q н =15.6 м 3 /сут С1

Изображение слайда
9

Слайд 9: Карта эффективных газонасыщенных толщин верхнетирского горизонта

Коллектор –терригенный, с переслаиванием сульфатно-карбонатных и пород ; Размер залежи – 19.5×15.75 км ; ГНК – абс.отм. 2085.4 м. ; H ср – 2.3 м. скв.№58 q г =392 тыс.м 3 /сут скв.№71 q г =141 тыс.м 3 /сут Карта эффективных газонасыщенных толщин верхнетирского горизонта С1 С1

Изображение слайда
10

Слайд 10: Геолого-физическая характеристика вехнетирского горизонта

Параметры нефть газ Тип залежи нефтяная залежь, литологически экранированная газоконденсатная залежь, литологически экранированная Тип коллектора переслаивание сульфатно-карбонатные и терригенных пород Площадь нефтегазоносности, тыс.м 2 41955 - Площадь газоносности, тыс.м 2 - 145345 Средняя общая толщина, м 2.3 2.9 Средняя эффективная газонасыщенная толщина, м - 2.3 Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 1.3 - Коэффициент пористости, доли ед. 0.16 0.135 Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед. 0.704 - Коэффициент газонасыщенности пласта, доли ед. - 0.78 Проницаемость, мкм2*10 -3 11 39 Коэффициент песчанистости, доли ед. 0.115 0.223 Пластовая температура, 0 С 35 35 Пластовое давление, МПа 23.6 Содержание серы в нефти, % 0.19 - Содержание парафина в нефти, % 1.03 - Газовый фактор, м 3 /т 242 - Конденсатный фактор - 199.5

Изображение слайда
11

Слайд 11: Структурная карта по кровле продуктивного пласта ярактинской пачки

Выявлено 2 газоконденсатные залежи с нефтяной оторочкой: Залежи литологически и тектонически экранированы Получены пром.притоки нефти в скв. 35 и 43 и газа в скв. 43 и 71

Изображение слайда
12

Слайд 12: Карта эффективных нефтенасыщенных толщин ярактинской пачки

Коллектор – терригенный ; Размеры залежей – 11×6.25 км; 11.75×7.75 км; ВНК – 2106 м и 2134.2 м ; Н ср.н/н – 2.2 и 1.8 м. скв.№35 q н =4.5 м 3 /сут скв.№43 q н =30 м 3 /сут С1 С1

Изображение слайда
13

Слайд 13: Карта эффективных газонасыщенных толщин ярактинской пачки

Коллектор – терригенный ; Размеры залежей - 11×6.25 км и 11.75×7.75 км ГВК – 2100.3 м и 2126 м ; H ср – 4.2 м. скв.№43 q г =221 тыс.м 3 /сут скв.№71 q г =249 тыс.м 3 /сут Карта эффективных газонасыщенных толщин ярактинской пачки С1 С1 №43/6.2 №71/5.2

Изображение слайда
14

Слайд 14: Геолого-физическая характеристика ярактинской пачки

Параметры нефть газ Тип залежи газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой Тип коллектора базальные терригенные отложения Площадь нефтеносности, тыс.м 2 198590 - Площадь газоносности, тыс.м 2 - 325373 Средняя общая толщина, м 4.7 4.6 Средняя эффективная газонасыщенная толщина, м - 4.2 Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 1.8 - Коэффициент пористости, доли ед. 0.09 0.08 Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед. 0.75 - Коэффициент газонасыщенности пласта, доли ед. - 0.69 Проницаемость, мкм2*10 -3 9 43 Коэффициент песчанистости, доли ед. 0.345 0.205 Расчлененность, ед. 3 3 Пластовая температура, 0 С 36 36 Пластовое давление, МПа 24.6 Содержание серы в нефти, % 0.05-0.18 - Содержание парафина в нефти, % 0.22-1.93 - Газовый фактор, м 3 /т 242 - Конденсатный фактор - 199.5

Изображение слайда
15

Слайд 15: Запасы нефти, газа и конденсата на Гос.балансе РФ

Продуктивный горизонт Начальные балансовые запасы Начальные извлекаемые запасы свободный газ, млн.м 3 конденсата, тыс.т нефти, тыс.т конденсата, тыс.т нефти, тыс.т С 1 С 2 С 1 С 2 С 1 С 2 С 1 С 2 С 1 С 2 Ярактинская пачка 661 17883 132 3568 760 18721 66 1825 197 4591 Верхнетирский горизонт 731 10630 146 2121 757 4870 73 1061 197 1266 Всего по месторождению 1392 28513 278 5689 1517 23591 139 2886 394 5857 С1+С2 29906 5967 24046 3253 6251 Доля запасов газа кат С1 - 4.6% Доля запасов нефти кат С1-6.3% КИН - 0.260 КИК – 0.500 «Оперативный подсчет запасов нефти, газа и конденсата по верхнетирскому и ярактинскому горизонтам Западно-Аянскому месторождению Иркутской области по состоянию на 01.02.2008 г.», ( протокол ГКЗ №18/842-кр от 27.06.2008 г.).

Изображение слайда
16

Слайд 16: Структура фонда скважин

Наименование Характеристика фонда скважин Количество скважин Фонд поисково-разведочных скважин Пробурено 15 Ликвидированные 9 Фонд добывающих скважин Пробурено - Восстановлено из ликв. разведочных - Всего - В том числе: Действующие - из них: фонтанные - Бездействующие - В освоении после бурения - В консервации 6

Изображение слайда
17

Слайд 17: Текущее состояние разработки

Пробурено 15 поисково-разведочных скважин, из которых 6 законсервировано и может быть использовано для пробной эксплуатации. Проектные документы не составлялись. Добыча УВ не велась.

Изображение слайда
18

Слайд 18

Таким образом Западно-Аянское НГК месторождение : Открыто в 2008 г. Мелкое по запасам нефти и среднее по запасам газа; Все выявленные залежи литологически и тектонически экранированы, влияние законтура отсутствует; Коллектора терригенные. Нефт.залежи в плане не совпадают, характеризуются пониженными коллекторскими свойствами ( Кпор - 9-16%, Кпрон-9-11 мД, h нн-1.3-1.8м) Рассмотрены 7-точечные системы заводнения различной плотности Газоконденсатные залежи в плане совпадают, имеют близкие колл.свойства ( Кпор - 8-13.5%, Кпрон-39-43 мД, h нн-2.3-4.2м). Суммарная г/ н толщина -6.5м. Рассмотрена одна сетка газовых скважин на полное развитие. В 2008 году построен, но не введен, прилегающий участок нефтепровода ВСТО (Восточная Сибирь-Тихий океан) В соответствии с условиями лицензионного соглашения небходимо провести доизучение и доразведку месторождения

Изображение слайда
19

Слайд 19: Варианты разработки по нефтяным залежам

Верхнетирский горизонт Ярактинская пачка Вариант 1.1 Сетка 500×500 м Вариант 1.2 Сетка 600×600 м Вариант 1.3 Сетка 700×700 м Вариант 2.1 Сетка 500×500 м Вариант 2.2 Сетка 600×600 м Вариант 2.3 Сетка 700×700 м В целом по месторождению Вариант 1 Вариант 1.1+Вариант 2.1 Вариант 2 Вариант 1.2+Вариант 2.2 Вариант 3 Вариант 1.3+Вариант 2.3

Изображение слайда
20

Слайд 20

Вариант 1.1. Семиточечная система заводнения, сетка скважин 500×500 м. Фонд скважин для бурения – 95, в.т.ч. 63 – добывающих, 32 – нагнетательных. Варианты разработки верхнетирского горизонта

Изображение слайда
21

Слайд 21

Вариант 1.2. Семиточечная система заводнения, сетка скважин 600×600 м. Фонд скважин для бурения – 68, в.т.ч. 44 – добывающих, 24 – нагнетательных. Варианты разработки верхнетирского горизонта

Изображение слайда
22

Слайд 22

Вариант 1.3. Семиточечная система заводнения, сетка скважин 700×700 м. Фонд скважин для бурения – 48, в.т.ч. 31 – добывающих, 17 – нагнетательных. Варианты разработки верхнетирского горизонта

Изображение слайда
23

Слайд 23: Характеристика вариантов разработки верхнетирского горизонта

Показатели Верхнетирский горизонт 1.1 1.2 1.3 Фонд скважин, всего 96 69 49 добывающих 64 45 32 нагнетательных 32 24 17 Фонд скважин для бурения, всего 95 68 48 добывающих 63 44 31 нагнетательных 32 24 17 Зарезка боковых стволов - - - Год выхода на проектный уровень 2017 2017 2015 Максимальные уровни: добыча нефти, тыс.т 126.0 87.0 66.0 добыча жидкости, тыс.т 192.1 142.68 120.7 закачка воды, тыс.м 3 284.6 208.3 170.0 Накопленный объем за проектный период: нефти, тыс.т 1529.57 1487.32 1156.99 жидкости, тыс.т 5043.18 5207.32 4919.56 закачки, тыс.м 3 6208.46 6346.74 5689.25 Конечный КИН, д.ед. 0.272 0.264 0.206 Год окончания разработки 2046 2058 2067

Изображение слайда
24

Слайд 24

Вариант 2.1. Семиточечная система заводнения, сетка скважин 500×500 м. Фонд скважин для бурения – 244, в.т.ч. 165 – добывающих, 79 – нагнетательных. Варианты разработки ярактинской пачки

Изображение слайда
25

Слайд 25

Вариант 2.2. Семиточечная система заводнения, сетка скважин 600×600 м. Фонд скважин для бурения – 179, в.т.ч. 122 – добывающих, 57 – нагнетательных. Варианты разработки ярактинской пачки

Изображение слайда
26

Слайд 26

Вариант 2.3. Семиточечная система заводнения, сетка скважин 700×700 м. Фонд скважин для бурения – 132, в.т.ч. 91 – добывающих, 41 – нагнетательных. Варианты разработки ярактинской пачки

Изображение слайда
27

Слайд 27: Характеристика вариантов ярактинской пачки

Показатели Ярактинская пачка 2.1 2.2 2.3 Фонд скважин, всего 246 181 134 добывающих 167 124 93 нагнетательных 79 57 41 Фонд скважин для бурения, всего 244 179 132 добывающих 165 122 91 нагнетательных 79 57 41 Зарезка боковых стволов - - - Год выхода на проектный уровень 2023 2020 2018 Максимальные уровни: добыча нефти, тыс.т 209.0 193.0 170.0 добыча жидкости, тыс.т 487.8 393.7 201.3 закачка воды, тыс.м 3 631.1 532.8 334.1 Накопленный объем за проектный период: нефти, тыс.т 4872.07 4802.54 3943.43 жидкости, тыс.т 23103.63 17219.21 12263.62 закачки, тыс.м 3 27084.54 21134.38 15476.83 Конечный КИН, д.ед. 0.265 0.261 0.214 Год окончания разработки 2075 2072 2090

Изображение слайда
28

Слайд 28: Варианты разработки. Газовая залежь

Вариант 1. Сетка скважин 2000×2000 м. Фонд скважин – 30 газовых, в том числе 6 зависимых Фонд скважин к бурению – 24, в т.ч. 14 – газовых, 4 – разведочных, 6 – зависимых. Варианты разработки. Газовая залежь

Изображение слайда
29

Слайд 29: Характеристика варианта разработки по газоконденсатной залежи

Показатели Вариант 3.1 Фонд скважин, всего 30 добывающих 30 нагнетательных - Фонд скважин для бурения, всего 24 добывающих 24 нагнетательных - Год выхода на проектный уровень 2014 Максимальные уровни: добыча газа, млн.м 3 1000 ресурсы конденсата, тыс.т. 184.93 закачка, тыс.м 3 - Накопленный объем за проектный период: добыча газа, млн.м 3 21925.4 ресурсы конденсата, тыс.т. 3774.3 закачки, млн.м 3 - КИГ, д.ед. 0.733 КИК, д.ед. 0.633 Год окончания разработки 2058

Изображение слайда
30

Слайд 30

Исходные данные для расчета экономических показателей (по нефти)

Изображение слайда
31

Слайд 31

Исходные данные для расчета экономических показателей (по газу)

Изображение слайда
32

Слайд 32: Основные показатели эффективности разработки нефтяного промысла

Показатель Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3 *'Накопленная добыча нефти, тыс.т 6 406.44 6 289.85 5 035.22 *'Накопленная добыча газа, млн.м3 1 550.36 1 522.15 1 218.52 Выручка от реализации, тыс.р 77 358 089.02 75 950 260.25 60 800 538.67 Капитальные вложения, тыс.р 28 828 996.70 21 046 146.34 15 429 706.27 Эксплуатационные затраты всего, тыс.р 78 699 742.02 64 013 210.50 51 558 721.28 *в т.ч. без амортизации и налогов 30 385 301.76 23 832 065.40 19 569 798.53 Прибыль от реализации, тыс.р -17 507 360.37 -3 703 186.60 -3 061 147.57 Отчисления в ликвидационный фонд 2 882 899.67 2 104 614.63 1 542 970.63 Поток наличности без дисконта, тыс.р -20 393 622.05 -5 810 364.61 -4 605 902.26 * ставка дисконта - 10% -8 754 904.31 -6 295 864.15 -4 459 921.62 * ставка дисконта - 15% -6 617 728.62 -5 264 250.42 -3 997 501.91 * ставка дисконта - 20% -5 107 572.25 -4 313 973.09 -3 442 730.57 Индекс доходности инвестиций, без дисконта, доли ед. 0.36 0.75 0.73 * ставка дисконта - 10% 0.38 0.44 0.50 * ставка дисконта - 15% 0.35 0.38 0.42 * ставка дисконта - 20% 0.32 0.33 0.37 Индекс доходности затрат, без дисконта, доли ед. 0.79 0.93 0.93 * ставка дисконта - 10% 0.69 0.73 0.77 * ставка дисконта - 15% 0.64 0.66 0.69 * ставка дисконта - 20% 0.60 0.61 0.64 Доход государства без дисконта, тыс.р 35 654 512.98 34 777 798.47 28 863 965.47 * ставка дисконта - 10% 9 550 882.40 8 365 613.63 7 126 720.81 * ставка дисконта - 15% 5 888 539.55 5 123 296.95 4 478 017.55 * ставка дисконта - 20% 3 900 293.87 3 395 714.36 3 034 120.33 Рекомендуется вариант 2 размещения скважин по 7-точечной системе заводнения по сетке 600*600м

Изображение слайда
33

Слайд 33: Основные показатели эффективности разработки газового промысла

Показатель Месторождение *'Накопленная добыча нефти, тыс.т 8 331.96 *'Накопленная добыча газа, млн.м3 21 947.37 Выручка от реализации, тыс.р 131 060 980.91 Капитальные вложения, тыс.р 3 459 765.04 Эксплуатационные затраты всего, тыс.р 33 853 631.56 *в т.ч. без амортизации и налогов 11 942 310.77 Прибыль от реализации, тыс.р 58 252 749.05 Отчисления в ликвидационный фонд 345 976.50 Поток наличности без дисконта, тыс.р 57 868 502.73 * ставка дисконта - 10% 11 877 675.54 * ставка дисконта - 15% 7 727 066.60 * ставка дисконта - 20% 5 614 132.08 Индекс доходности инвестиций, без дисконта, доли ед. 16.21 * ставка дисконта - 10% 6.37 * ставка дисконта - 15% 5.34 * ставка дисконта - 20% 4.85 Индекс доходности затрат, без дисконта, доли ед. 1.79 * ставка дисконта - 10% 1.71 * ставка дисконта - 15% 1.68 * ставка дисконта - 20% 1.66 Рентабельный период разработки месторождения, лет 50 Доход государства без дисконта, тыс.р 57 444 425.85 * ставка дисконта - 10% 12 664 309.04 * ставка дисконта - 15% 8 502 523.73 * ставка дисконта - 20% 6 307 039.52

Изображение слайда
34

Слайд 34: Первоочередные участки пробной эксплуатации. Нефтяные залежи

1 –й участок – ярактинская пачка, запасы кат.С1 в район скв. 43 ( q н=30м3\сут) 2 –й участок – ярактинская пачка, запасы кат.С1 в район скв. 35 ( q н=4.5м3\сут, q в=6.5м3\сут) 3 –й участок - верхнетирский горизонт, запасы кат.С1 в район скв. 40 ( q н=15.0м3\сут) Ярактинское Месторождение - 15км 1-й 2-й 3-й Первоочередные участки пробной эксплуатации. Нефтяные залежи

Изображение слайда
35

Слайд 35

Уровни добычи нефти по участкам пробной эксплуатации на 2009-2011 гг. Показатели 2009 г. 2010 г. 2011 г. Верхнетирский горизонт Добыча нефти, тыс.т - - 2.40 Добыча жидкости, тыс.т - - 2.53 Фонд добывающих скважин, ед. - - 1 Фонд нагнетательных скважин, ед. - - - Ярактинская пачка Добыча нефти, тыс.т 4.80 24.00 39.00 Добыча жидкости, тыс.т 5.05 27.00 46.00 Фонд добывающих скважин, ед. 2 12 12 Фонд нагнетательных скважин, ед. - 2 2 Всего по месторождению Добыча нефти, тыс.т 4.80 24.00 41.40 Добыча жидкости, тыс.т 5.05 27.00 48.53 Фонд добывающих скважин, ед. 2 12 13 Фонд нагнетательных скважин, ед. - 2 2

Изображение слайда
36

Слайд 36: Первоочередные участки пробной эксплуатации. Газовые залежи

Ярактинское Месторождение - 15км Первоочередные участки пробной эксплуатации. Газовые залежи 1 –й участок –, запасы кат.С1 в районе скв. №71 (ярактинская пачка q г=249 тыс.м3\сут верхнетирский горизонт q г=141 тыс.м3\сут) 2 –й участок –запасы кат.С1 в район скв. №58 (ярактинская пачка q г=200 тыс.м3\сут верхнетирский горизонт q г=392 тыс.м3\сут) 1-й 2-й

Изображение слайда
37

Слайд 37

Уровни добычи газа и конденсата по участкам пробной эксплуатации на 2009-2011 гг. Показатели 2009 г. 2010 г. 2011 г. Всего по месторождению Добыча газа, тыс.м 3 22.00 42.00 42.00 Добыча конденсата, тыс.т 3.94 7.51 7.50 Фонд газовых скважин, ед. 2 2 2

Изображение слайда
38

Слайд 38

По Зап-Аянскому месторождению на полное развитие к реализации рекомендуется 2 технологический вариант со следующими проектными решениями: выделение двух объектов разработки: ярактинский и верхнетирский горизонты; размещения нефтяных скважин по 7-точечной системе заводнения по сетке 600*600м; Размещение газовых скважин по сетке 2000м; Эксплуатация газоконденсатных залежей на режиме истощения. первоочередные участки пробной эксплуатации: нефтяные залежи ярактинский горизонт – район скв.№35, 43; верхнетирский горизонт - район скв.№40; газоконденсатные залежи - район скв.№58, 71; фонд скважин, всего: 17, в т.ч. газовых – 2, нефтяных добывающих - 13, нагнетательных – 2; к бурению: 12 скважин, нефтяных добывающих - 10, нагнетательных – 2; проектные уровни: 2009г. 2010г. 2011г. Добыча нефти всего, тыс.т 4.8 24 24 Добыча свободного газа всего, млн.м3 22 42 42 Добыча конденсата всего, тыс.т 3.94 7.51 7.5 Реализация программы НИР и доразведки.

Изображение слайда
39

Слайд 39

Программа НИР и доразведки 2Д сейсмика 200 пог.км Бурение 2-х разведочных скважин ИД по всем скважинам КВД по всем скважинам Отбор проб флюидов не менее 6 на объект Отбор керна в 2х развед. и 2-х экспл. скважинах Пересчет запасов и ТЭО КИН 2011г. Тех.схема 2012г.

Изображение слайда
40

Слайд 40

Программа исследовательских работ. Газовая залежь

Изображение слайда
41

Слайд 41

Программа исследовательских работ. Нефтяные залежи

Изображение слайда
42

Слайд 42

Изображение слайда
43

Последний слайд презентации: Создание геолого-геофизической модели месторождения, подсчет запасов УВ сырья и: Геохронологическая Таблица

Изображение слайда