В развитие изложенных идей и на базе накопленного опыта изучения роли промежуточных углеводородов в конденсатоотдаче пласта было осу­ществлено физическое моделирование процессов разработки ГКМ, пласто­вая смесь которых содержит разное количество этан-пропан-бутановой фракции. Все исследования можно разделить на два этапа. На первом из них были проведены два эксперимента по истощению гипотетической мо­дельной ГКС в сосуде PVT-соотношений. В первом опыте система, состав и основные параметры которой приведены в табл. 1.23, содержала проме­жуточные компоненты С3, С4. Во втором опыте данные углеводороды в ис­ходной ГКС отсутствовали, их долю в составе смеси восполнили метаном (табл. 3). Истощение ГКС как в первом, так и во втором случае прово­дилось от давления рпл = 25 МПа при температуре 80 °С, что вполне типично для среднестатистического состояния газоконденсатного объекта. Ограничение максимального темпа падения пластового давления в опытах обеспечивало равновесный межфазный массообмен.

Результаты экспериментов наглядно демонстрируют роль промежуточ­ных углеводородов в удерживании компонентов С5+ в газовой фазе на на­чальной стадии отбора пластовой ГКС .

Однако дальнейшее снижение давления приводит к тому, что уже при рш = 14 МПа происходит инверсия зависимостей. Более значительное на­копление ретроградных углеводородов С5+ в начале истощения во втором эксперименте обеспечило больший потенциал для их последующего пере­хода в газовую фазу при вступлении системы в область прямого испаре­ния, причем данное явление нашло свое проявление не только в количест­венном отношении, но и в качественном.

Следует иметь в виду возможное влияние ретроградного конденсата в жидкой фазе ГКС как на величину рмк, так и на интенсивность прямого перехода жидких компонентов в газовую фазу. Безусловную роль в рассма­триваемых явлениях играют также качественные характеристики фракции С5+, отличающейся намеренно упрощенным составом и невысокой молеку­лярной массой, и фракции промежуточных углеводородов, не имеющей в своем составе этана.

Рассматриваемые экспериментальные данные были соотнесены с ре­зультатами соответствующих термодинамических расчетов (рис. 1.36), поз­воливших дополнительно продемонстрировать роль пропан-бутановой фракции в межфазных массообменных процессах при истощении ГКС. Для расчетов было взято три варианта состава исходной ГКС (табл. ), первые два из которых полностью аналогичны уже приводившимся мо­дельным системам (см. табл. ).

Из рис. 1.36 видно, что потери конденсата на начальной стадии отбо­ра пластовой смеси при "недостаточном" содержании компонентов С3 —С4 в исходной ГКС возрастают пропорционально площади между кривыми, соответствующими '"менее благоприятным" и "более благоприятным" с точ­ки зрения присутствия С3 —С4 условиям эксперимента. Рассмотрение гра­фических зависимостей, построенных на основании аналитических расче­тов, позволило выявить более четкую, по сравнению с экспериментальными данными, зависимость рнк фракции С5+от величины пластового давле­ния. Следует отметить достаточно хорошее совпадение экспериментальных результатов с расчетными данными.

Таким образом, исследования ВНИИГАЗа показали, что для повыше­ния конденсатоотдачи пласта при разработке газоконденсатных месторож­дений возможно использование сайклинг-процесса не только в его "класси­ческих" вариантах. Предложенные новые варианты частичного поддержа­ния пластового давления с учетом состава пластовой смеси предусматрива­ют нагнетание газа на той стадии истощения объекта, когда природное ко­личество этан-пропан-бутановой фракции в смеси обеспечивает повышен­ное содержание конденсата (фракции С5+) в равновесной газовой фазе. Ес­ли природного количества С2 —С4 недостаточно, возможно до нагнетания сухого газа создание в истощенном пласте оторочки из газа, обогащенного этими компонентами. По существу, речь идет об оптимизации частичного сайклинг-процесса. На такой способ разработки газоконденсатных место­рождений автором и группой специалистов получен патент [45].

 Поддержание давления путем нагнетания воды

Одним из возможных способов повышения эффективности разработки га­зоконденсатных месторождений могло бы быть заводнение продуктивных пластов по аналогии с нефтяными и газовыми залежами. Однако примени­тельно к газоконденсатным залежам этот способ воздействия далеко не универсален и требует специального рассмотрения с учетом особенностей конкретного продуктивного пласта.

Одной из наиболее важных геолого-промысловых характеристик зале­жи является глубина ее залегания. Для газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей она варьирует от менее 1000 до 6000 м и более. При не­больших отступлениях обычно выдерживается прямая зависимость началь­ного пластового давления, начального содержания конденсата в газе и об­ратная зависимость пористости, а также проницаемости от глубины залегания продуктивных отложений. Серьезной проблемой является эксплуата­ция скважин на месторождении при наличии в их продукции значительно­го количества свободной жидкости (углеводородного конденсата, нефти, воды). Особенно усугубляется эта проблема при больших глубинах залега­ния объекта разработки, поскольку отечественные газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения эксплуатируются, за редким ис­ключением, на режиме использования только естественной энергии пласта и на определенной стадии отбора запасов углеводородов снизившееся за­бойное давление не обеспечивает вынос жидкости на поверхность, дебит скважины падает, и в конце концов скважина может остановиться.

Таким образом, поддержание пластового давления при разработке ме­сторождения является средством не только повышения углеводородоотдачи пласта, но и сохранения работоспособности добывающих скважин.

Примеры различных, достаточно широко применяемых за рубежом вариантов поддержания давления в залежи нагнетанием газа были рассмот­рены выше (в предыдущем разделе).

Закачка воды в продуктивные газоконденсатные и нефтегазоконден­сатные пласты также может в конкретных случаях явиться приемлемым способом повышения эффективности разработки объекта. Однако отме­ченные выше особенности глубокозалегающих продуктивных пластов и скважин обычно ограничивают возможности искусственного заводнения. Иногда препятствием для данного метода воздействия может явиться резкая неоднородность и трещиноватость пород, поскольку лабораторные экспе­рименты указывают на быстрые прорывы воды в этом случае к добываю­щей скважине. Тем не менее предложены варианты технологий разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, позволяющие достаточно успешно применять заводнение в условиях конкретных объек­тов.

Ниже излагаются результаты некоторых теоретических, эксперимен­тальных и промысловых исследований по проблеме повышения эффектив­ности разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей и поддержания работоспособности добывающих скважин путем воздействия на залежь нагнетанием воды или путем регулирования отборов пластовых флюидов.

В.Н. Мартос проанализировал результаты использования заводнения при разработке ряда отечественных и зарубежных нефтегазовых и нефте­газоконденсатных месторождений [10, 26]. В отличие от газоконденсатных месторождений, при этом важна последовательность отбора запасов угле­водородов, изначально представленных не только газовой фазой в пласто­вых условиях, но и жидкой. Если запасы жидких углеводородов (нефти) до­статочно велики, то иногда именно эти углеводороды представляют основ­ной объект эксплуатации.

В промышленных масштабах впервые в России на Бахметьевском ме­сторождении было применено барьерное заводнение в 60-е годы. Нефтега­зовая залежь Б1 тульского горизонта приурочена к брахиантиклинальной складке с пологим восточным (1,5 — 2°) и крутым западным (до 40°) крылья­ми. Продуктивный пласт залегает на глубинах 1000—1100 м. В разрезе на­считывается до шести слоев мелко- и среднезернистых, неравномерно кон­солидированных песчаников, различающихся переменной толщиной. Эти слои расчленены глинами и алевролитами. Наиболее выдержаны по площа­ди три верхних слоя, причем два из них изолированы от остальной толщи глинистым пропластком толщиной от 1 до 6 м. Соответственно в продук­тивном интервале выделяют верхнюю пачку Б}, включающую два первых песчаных слоя, и нижнюю Б,2, объединяющую остальные.

Начальное положение ВНК в обеих пачках было одинаковым, на аб­солютной отметке минус 913 м. ГНК занимал различное положение: в пач­ке Б| на отметке минус 875 м, в пачке Б,2 — минус 860 м. Этаж нефтенос­ности составлял соответственно 38 и 53 м, газоносности 69 и 50 м. Отно­шение объемов газовых и нефтяных зон равнялось 1,2 и 0,2, причем 80 % всех запасов нефти было сосредоточено в нижней пачке. Начальное плас­товое давление составляло 10,4 МПа.

Нефть нафтенометановой природы характеризовалась в пластовых ус­ловиях начальными вязкостью 4,5 мПа-с и плотностью 0,808 г/см3. Объем­ный пластовый фактор нефти был равен 1,11, газонасыщенность нефти — 60 м3/т. Давление насыщения было близко к начальному пластовому давле­нию.

Согласно первоначальному варианту, разработку залежи предполагали вести путем отбора только нефти при консервации газовой шапки, под­держивая давление нагнетанием воды за контур нефтеносности. На восточ­ном крыле структуры с основными запасами нефти пробурили три ряда эксплуатационных скважин, сосредоточив их преимущественно в пределах чисто нефтяной зоны пачки Б2. Чтобы избежать загазовывания нефтяной оторочки, скважины центрального ряда предполагалось эксплуатировать при забойных давлениях не ниже давления в газовой шапке.

В промышленную разработку залежь ввели в 1955 г., однако проект­ные показатели не были выдержаны: закачка воды не компенсировала от­боров нефти. К 1960 г. пластовое давление снизилось на 1 МПа, начали загазовываться скважины внутреннего ряда. Некоторые скважины с особен­но высокими газовыми факторами остановили и законсервировали. В этой ситуации специалисты института "ВолгоградНИПИнефть" предложили на­ряду с законтурным применить барьерное заводнение. Несмотря на нерав­номерность ряда «барьерных» скважин, задержки в освоении и в темпах нагнетания воды, закачка воды в зону нефтегазового контакта благоприят­но повлияла на динамику отборов нефти и нефтеотдачу. Согласно прогно­зу, конечная нефтеотдача должна была составить примерно 70 % от началь­ных запасов. В 1970 г. была введена в эксплуатацию газовая шапка, что стало возможным благодаря барьерному заводнению. Наблюдениями за скважинами внешнего и среднего рядов, которые испытывали влияние ба­рьерного заводнения, было установлено, что отсеченный водой газ переме­щается в глубь оторочки. По этой причине газовые факторы скважин вре­менно возрастали до нескольких тысяч м3/т. За газом двигался нефтяной вал. После его подхода к скважинам газовые факторы резко снижались, а дебиты скважин нередко превышали начальные величины. Геофизическими исследованиями был установлен характер растекания воды на подошве пласта. Возможно, на него повлияла не только гравитация, но и слоистая неоднородность нижней пачки. Было также установлено, что продвижение воды в газонасыщенную зону шло неравномерно: в нижней, более прони­цаемой пачке фронт воды продвигался быстрее, нежели в верхней пачке.

Опыт применения барьерного заводнения на Бахметьевском место­рождении весьма полезен, несмотря на ряд недостатков системы разработ­ки, поскольку продемонстрировал реальные возможности повышения углеводородоотдачи пластов.

Несомненный интерес представляет описанный В.Н. Мартосом опыт применения барьерного заводнения при разработке крупной нефтегазо-конденсатной залежи месторождения Адена (США, Колородо, округ Мор­ган). Моноклинально залегающий продуктивный пласт дакота мелового возраста представлен мелкозернистыми песчаниками со средней пористос­тью 19,7 % и проницаемостью 356-10"15 м2. Угол падения пласта около 0,5°, средняя глубина залегания минус 1725 м, средняя толщина 9 м. Размеры за­лежи в плане 5,5x11 км, площадь нефтеносности 3410 га, газоносности 1880 га.

Начальное пластовое давление составляло 10,7 МПа, температура 81,4 °С. Плотность нефти 0,8096 г/см3, вязкость при пластовых условиях 0,35 мПа-с. Газонасыщенность нефти при начальных пластовых условиях была равна 89 м3/м3. Геологические запасы нефти оценены в 22,1 млн. м3.

Газоконденсатная зона залежи была открыта в мае 1953 г., неф­тяная — в ноябре 1953 г. К середине 1954 г. на месторождении имелось 170 нефтяных и 15 газовых скважин. По первоначальному плану залежь пред­полагалось разрабатывать на нефть с консервацией газовой шапки, причем давление поддерживать не предполагалось.

За первые 9 мес разработки нефтяной оторочки пластовое давление понизилось на 0,52 МПа. Нефтяные скважины вблизи ГНК вступали в ра­боту с повышенным газовым фактором и быстро загазовывались. Быстро возрастал газовый фактор и на скважинах, удаленных от начального ГНК. Анализ динамики показателей эксплуатации скважин свидетельствовал о том, что основные энергетические ресурсы пласта обусловлены сжатым газом газовой шапки и растворенным в нефти газом. Из-за пологого зале­гания пласта режим газовой шапки оказался малоэффективным, наблюда­лась тенденция к загазовыванию нефтяной оторочки вследствие локальных прорывов газа по высокопроницаемым пропласткам.

Лабораторные опыты на кернах, отобранных из продуктивного объ­екта, показали, что эффективное извлечение остаточных запасов нефти должно обеспечить заводнение. Было установлено также, что линейное за­воднение в данном случае целесообразнее площадного.

При составлении проекта вторичной разработки залежи рассматрива­ли два варианта. По первому из них предполагалось осуществить прикон-турное заводнение, по второму — барьерное. После тщательного изучения преимуществ и недостатков этих вариантов был выбран второй — барьер­ное заводнение.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10