Перспективы выявления и освоения месторождений газа, конденсата и нефти на шельфе морей России (Сборник научных трудов), страница 35

Месторождение Варандей-море является вторым после Прираз-ломного по степени изученности и подготовленности к промышлен­ной разработке из месторождений Печороморского шельфа. По своей продуктивности залежь нефти в пермо-карбоновых отложениях усту­пает аналогичной залежи Приразломного месторождения. При испы­тании пласта в скважине № 1 были получены дебиты нефти от 47,3 до 109,5 м³/сут ( диаметр штуцера 22,7 мм ).

Коэффициент продуктивности, определенный по результатам ис­следований, составляет 21,4 м"7сут МПа, удельная продуктивность -0,89 м³/сут МПа. Оценивая возможные начальные дебиты нефти до­бывающих скважин следует ориентироваться на необходимость про­ведения комплекса мер, способных увеличить их продуктивность. Эти условия предопределяют целесообразность такой системы разра­ботки, которая обеспечит как высокий коэффициент нефтеизвлече-ния, так и высокие темпы добычи нефти в начальный период его экс­плуатации.

Успешное решение этой задачи может быть осуществлено при реализации системы разработки, предусматривающей следующие принципиальные элементы:

75

-  интенсивный способ воздействия на продуктивные пласты пу­
тем использования соответствующей схемы размещения добывающих
и нагнетательных скважин;

-  дренирование залежей скважинами, вскрывающими продуктив­
ные пласты стволами большой протяженности;

-  использование технологического режима эксплуатации добы­
вающих скважин при снижении забойного давления до уровня давле­
ния насыщения нефти газом;

-  поддержание пластового давления путем нагнетания воды с
обеспечением компенсации отбора жидкости закачкой не менее 100%
в течение всего срока разработки.

Следует отметить, что создание интенсивной системы разработки месторождения должно осуществляться в условиях ограниченных возможностей бурения скважин с одной морской стационарной плат­формы. Фонд скважин, возможных для бурения на месторождении по техническим причинам, оценен в количестве 23. Возможные схемы расположения скважин по двум вариантам приведены на рис.1 и 2.

По первому варианту разработки стволы скважин в продуктив­ном пласте располагаются поперек длинной оси складки. Фонд до­бывающих скважин включает 17 единиц, нагнетательных - 6.

Таким образом, в этом варианте соотношение добывающих сква­жин к нагнетательным составляет 2,8. Приоритет добывающих сква­жин в общем фонде в этом варианте достигается за счет специальной конструкции нагнетательных. Эти скважины прогнозируются как двуствольные с длиной каждого горизонтального ствола по 1000 м. При такой длине горизонтальных стволов в каждом блоке возможно расположить всего лишь по одной нагнетательной скважине, обеспе­чивая при этом достаточно полный охват залежи воздействием зака­чиваемой водой.

Добывающие скважины располагаются между нагнетательными на расстоянии около 1000 м. Число добывающих скважин в блоках изменяется от 1 до 3. Длина горизонтального ствола каждой скважи­ны составляет 700 м. Относительно большой фонд добывающих сква­жин в рассматриваемом варианте обеспечит высокую надежность при добыче нефти, а также позволит осуществлять мероприятия по регу­лированию процесса разработки. Некоторый недостаток схемы раз­мещения скважин по первому варианту - относительно большие рас­стояния между рядами добывающих и нагнетательных скважин.

76

Л-2

Условные обозначения:

-2   -   скважина  разведочная;
внешний контур  нефтеносности;
внутренний  контур  нефтеносности;
Ц ЛСП -   ледостойкая  стационарная  платформа;
скважина  добывающая  с  горизонтальным стволом
30          ("п"  -' пробуренная  с  ЛСП,   "б"  -  пробуренная  с  берега);