4.3. Прогноз технологических показателей

Расчеты технологических показателей разработки выполнены по моделям прогнозируемых к открытию залежей. По каждому объекту разработки определены начальные дебиты скважин, геолого-физические и промысловые параметры, необходимые для расчетов, определены по результатам статистической обработки объектов-аналогов по продуктивным комплексам.

Фонд добывающих скважин по каждому объекту разработки определялся с учетом величины рентабельных запасов на одну скважину. В соответствии с письмом ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» № И-1117 от 27.01.2011 начальные извлекаемые объемы на скважину приняты по нормативу 80 тыс.т для терригенных и 50 тыс.т для карбонатных отложений.

Для разработки отдельных залежей потребуется от 1 до 4 эксплуатационных скважин.

Объем эксплуатационного бурения определен с учетом использования в разработке поисковых скважин.

По варианту 1 (полное освоение участка) количество новых эксплуатационных скважин составит 40, суммарная проходка в эксплуатационном бурении 59,3 тыс.м.

По варианту 2 (освоение месторождений бортовой части участка) количество эксплуатационных скважин 33, суммарный метраж 45,7 тыс. м.

По варианту 3 (полное освоение без Солодовского участка) количество эксплуатационных скважин 24, суммарный метраж 36,7 тыс. м.

По варианту 4 (бортовая часть без Солодовского участка) количество эксплуатационных скважин 17, суммарный метраж 23,1 тыс. м.

По варианту 5 количество эксплуатационных скважин 7, суммарный метраж 9,1 тыс. м.

Разработка ожидаемых небольших залежей планируется на естественном водонапорном режиме без организации заводнения.

Максимальный годовой темп отбора запасов нефти составит по залежам среднекаменноугольного комплекса – от 7,5% до 10,7%, по визейским залежам от 7,5% до 11,7%, по турнейским от 8,2% до 11,2%, по залежам терригенного девона от 6,4% до 10,2%. Рассчитанный темп отбора зависит от запасов, входных дебитов и количества добывающих скважин.

До достижения заданного КИН срок разработки по отдельным залежам составляет от 33 до 59 лет. Основные технологические показатели разработки по ожидаемым залежам приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2

Технологические показатели разработки

Месторождения, структуры	Залежь, пласт	Добыча нефти, тыс.т.	Нач. дебит новых скв.,т/с	Максим. темп отбора, %	Срок разра-ботки, лет	Фонд доб. скв., шт.	Объем экспл. бурения, тыс.м.
Шистеровское м-ние, Шистеровская	Тл2б	77	20,9	9,2	40	1	-
Шистеровское м-ние, Маркидоновская	Тл2б	85	20,9	8,4	44	1	-
Талмазовское м-ние. восточный купол	В3В4	74	10	9,2	44	2	1,1
Талмазовское м-ние. западный купол	С2	90	10	7,6	54	2	1.1
Триговская	С1v	210	21,9	10,6	49	3	3.0
	С1t	60	11	11,2	33	1	1.9
Славянская	Бш	63	20	10,7	34	1	1,1
	С1v	190	22	11,7	44	3	2,8
	С1t	165	17	10,4	52	3	5,4
Богдановская	С1v	130	21,9	11,4	36	2	-
Новая залежь	С2	50	11	7,5	48	1	-
Новая залежь	С2	150	11	9,9	44	4	4,4
Новая залежь	С1v	250	21,9	9	59	3	2,9
Новая залежь	С1v	160	21,9	9,3	44	2	1,5
Новая залежь	С1v	100	21,9	7,5	49	1	-
Новая залежь	С1t	200	12	8,2	55	4	5,3
Новая залежь	С1t	100	12	8,2	51	2	3,0
Новая залежь	С1t	50	12	8,2	45	1	1,6
Новая залежь	Dt	200	15	10,2	41	4	6,6
Новая залежь	Dt	100	10	6,8	59	2	4,4
Новая залежь	Dt	80	15	6,4	53	1	2,2