Геология \ Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Перспективы выявления и освоения месторождений газа, конденсата и нефти на шельфе морей России (Сборник научных трудов), страница 36

Mill - скважина нагнетательная двухствольная с горизонтальным стволом ("п" - пробуренная с ЛСП, "б" - пробуренная с берега);

ею

-W-2

Рис.2 Месторождение Варандей-море

СХЕМА РАСПОЛОЖЕНИЯ СКВАЖИН

Пермо-карбоновая залежь (вариант 2)

лег

Условные обозначения:

в W-2 - скважина разведочная;

внешний контур нефтеносности; - —■ — - внутренний контур нефтеносности; ЛСП - ледюстойкая стационарная платформа;

--- 1 - скважина дооывающая с горизонтальным стволом;

I I I I I I I I I - скважина нагнетательная с горизонтальным стволом.

Давление нагнетания на устьях скважин прогнозируется равным 180 атм, что будет соответствовать забойному давлению 330 атм и репрессии на пласт 160 атм. Нагнетание воды в пласт предполагается организовать с начала разработки. Забойное давление в добывающих скважинах прогнозируется на уровне давления насыщения нефти газом, т.е. около 100 атм (депрессия на пласт - 70 атм).

Бурение скважип на пермокарбоновую залежь возможно со стационарной морской платформы (основной фонд) и с берега. Число "береговых" скважин по первому варианту принято равным 6. Возможный профиль двуствольной скважины при бурении с морской платформы приведен на рис. 3, с берега - на рис. 4.

Показатели добычи нефти по первому варианту разработки пер-мокарбоновой залежи приведены на диаграмме 1(рис. 5). Максимальный годовой объем добычи нефти из пермокарбоновой залежи по первому варианту разработки прогнозируется в размере 2,95млн.т. Этот уровень достигается в четвертом году разработки залежи. Среднесуточный начальный дебит нефти одной скважины оценивается в 650-600 т/сут. За 25 лет разработки КИН составит 33,5 %. Суммарная добыча - 34,1 мли.т нефти.

По второму варианту разработки стволы добывающих скважин располагаются вдоль длинной оси складки. Нагнетательные скважины размещаются в приконтурной части залежи, а также частично в сводовой зоне (см. рис 2). Общий фонд скважин включает 23 единицы, из которых нагнетательных - 9, добывающих - 14. Длина ствола добывающих скважин составляет 1700 м, нагнетательных - 2000 м.

Недостатком рассматриваемой схемы является размещение нагнетательных скважин в прикоитурной зоне пласта. В условиях слабой изученности геологического строения залежи отдельные скважины могут оказаться не в оптимальных условиях относительно контура нефтеносности. Кроме того, приемистость нагнетательных скважин в приконтурной зоне может быть низкой в связи с возможно повышенной вязкостью нефти в этой части залежи. Наконец, расстояние между зоной нагнетания и зоной отбора является относительно большим (более 1000м), что в условиях невысокой проницаемости пласта также будет способствовать уменьшению темпов добычи нефти.

Основные показатели разработки пермокарбоновой залежи месторождения по второму варианту размещения скважин и аналогич-