Разработка месторождений газоконденсатного типа

Месторождения газоконденсатного типа. В отличие от чисто газовых месторождений газоконденсатные разрабаты­ваются для получения не только газа, но и высокомолекулярных компо­нентов — газового конденсата, ценнейшего сырья нефтехимического про­изводства. Нередко конденсат является основным целевым сырьем.

Месторождения газоконденсатного типа.

В отличие от чисто газовых месторождений газоконденсатные разрабаты­ваются для получения не только газа, но и высокомолекулярных компо­нентов — газового конденсата, ценнейшего сырья нефтехимического про­изводства. Нередко конденсат является основным целевым сырьем. Поэто­му режимы разработки газоконденсатных месторождений следует оцени­вать как способы добычи и газа, и — особенно — конденсата.

Разработка на истощение.

Газоконденсатные залежи в их начальном — на момент открытия — со­стоянии характеризуются высокими пластовыми давлениями, достигающи­ми обычно нескольких десятков мегапаскалей. Встречаются залежи с отно­сительно низкими (8—10) и очень высокими (до 150— 180 МПа) начальными пластовыми давлениями. Основные запасы углеводородов в залежах газо­конденсатного типа приурочены к объектам с начальными пластовыми давлениями 30 — 60 МПа. В отечественной газопромысловой практике раз­работка газоконденсатных месторождений осуществлялась до недавнего времени на режиме использования только естественной энергии пласта. Такой режим («истощения») требует для своей реализации минимальных капитальных вложений и относительно умеренных текущих материальных и финансовых затрат. В истории разработки газоконденсатного месторож­дения, как и при разработке чисто газового, происходит последовательная смена нескольких характерных периодов: освоения и пробной эксплуата­ции; нарастающей, максимальной, падающей добычи; завершающий пери­од. В отличие от разработки чисто газовой залежи в данном случае прихо­дится иметь дело с продукцией, постоянно изменяющей свой состав. Это связано с явлениями ретроградной конденсации пластовой углеводородной смеси при снижении пластового давления. Высокомолекулярные углеводо­родные компоненты смеси после снижения давления в залежи ниже давле­ния начала конденсации рнк переходят в жидкую фазу, которая остается неподвижной практически на всем протяжении разработки месторождения в силу низкой фазовой насыщенности (не более 12—15% объема пор), на­много меньшей порога гидродинамической подвижности (40 — 60 %).

Отбор углеводородов из газоконденсатного пласта на режиме истоще­ния сопровождается массообменными явлениями в углеводороднасыщенном поровом пространстве коллектора, которые соответствуют процессу дифференциальной конденсации смеси. В области высоких давлений (обычно выше 15 —20 МПа) состав отбираемой из пласта продукции сква­жин изменяется практически таким же образом, как при контактной кон­денсации смеси. Процесс контактной конденсации отличается от процесса дифференциальной конденсации тем, что снижение давления в системе проводится путем изотермического увеличения объема системы. Этот про­цесс исследуют либо расчетным путем, используя данные о константах межфазного равновесия составляющих смесь индивидуальных углеводород­ных компонентов, либо на сосуде фазовых равновесий с раздвижными поршнями. Следует отметить, что процесс контактной конденсации в га­зопромысловой практике не встречается, но иногда используется при исследовании межфазного массообмена в силу простоты и достаточно высо­кой степени соответствия пластовым явлениям, особенно для повышенных пластовых давлений.

Г.С. Степанова и В.Н. Шустеф подробно изучали особенности процес­са дифференциальной конденсации вуктыльской пластовой смеси, выпол­няя одновременно для сравнения расчеты по контактной конденсации [47]. По данным этих исследователей, граничное давление, ниже которого рас­четные составы газовой фазы для дифференциального и для контактного процессов несколько различаются, равно приблизительно 20 Мпа.

В качестве примера разработки на режиме истощения можно рассмо­треть эксплуатацию запасов углеводородов Вуктыльского газоконденсатного месторождения. История разработки этого месторождения (Республика Коми) началась с открытия в середине 60-х годов крупнейших в европей­ской части России залежей углеводородов в пермско-каменноугольных карбонатных отложениях. Месторождение приурочено к брахиантиклинали субмеридионального простирания площадью более 250 км2 и амплитудой свыше 1500м (по подошве ангидритовой пачки кунгурского яруса). Склад­ка располагается в осевой части Верхнепечорской впадины Предуральского Краевого прогиба (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция). Запад­ное крыло складки крутое (до 70 —90°), свод узкий гребневидный; в при-осевой части складки это крыло нарушено надвигом, падающим на восток под углом 65 — 70°. Амплитуда вертикального смещения около 600м. Вос­точное крыло складки относительно пологое (20 — 25°).

В геологическом разрезе присутствуют ордовикско-силурийские, ка­менноугольные, пермские и триасовые отложения, перекрытые четвертич­ными. Установлены две газоконденсатные залежи. Основная залежь при­урочена к органогенным известнякам и образовавшимся по ним вторич­ным доломитам визейско-артинского возраста. Продуктивная толща по вертикали составляет около 800м; она перекрыта 50—100-метровой дачкой трещиноватых аргиллитов верхнеартинского подъяруса и гипсово-ангидритовой толщей кунгурского яруса, являющейся хорошей покрыш­кой. Открытая пористость коллекторов изменяется от 5 — 6 до 22 — 28%, проницаемость колеблется от 10-15 — 10-16 до (4 — 8)10-12 м3 . Залежь массив­ная, сводовая, тектонически ограниченная. Глубина залегания кровли ре­зервуара 2100—3300м. Имеется нефтяная оторочка.

Пластовая газоконденсатная смесь характеризовалась следующим на­чальным усредненным составом, % (молярные доли): метан 74,6; этан 8,9; пропан 3,8; бутаны 1,8; пентан плюс вышекипящие 6,4; азот 4,5. Конденсат имел начальную плотность около 0,745 г/см3 , содержание в нем метановых углеводородов составляло, % (молярные доли), 71; ароматических 11,9; наф­теновых 17,1. В конденсате было от 0,5 до 1,2% парафина, от 0,02 до 0,09 % серы. Нефть нефтяной оторочки легкая (плотность 0,826 — 0,841 г/см3 ), высокопарафинистая (4,0 — 8,1%), содержание серы в ней от 0,15 до 0,22%.

Начальные запасы газа на Вуктыльском месторождении составляли 429,5 млрд. м3 , конденсата 141,6 млн. т, Начальная характеристика пластовой системы оценивалась следующими средними величинами: пластовое давле­ние 36,3 МПа, температура 62 °С, давление начала конденсации пластовой углеводородной смеси 32,4МПа, конденсатогазовый фактор 360 г/см3 .

Разработка Вуктыльского НГКМ была начата в 1968г. Генеральный план расстановки скважин на месторождении формировался в соответствии с принципами, обоснованными в проектах ОПЭ и разработки. Буре­ние эксплуатационных скважин было начато в 1968г. Залежь разбурива­лась без отступлений от генерального плана, не считая необходимых уточ­нений, связанных с рельефом местности и выдачей резервных точек вза­мен ликвидированных скважин.

Совмещение ОПЭ с разведкой позволило из 44 разведочных скважин использовать 28, т.е. 21 скважину перевести в эксплуатационные, шесть — в контрольно-наблюдательные и одну — в пьезометрические.

Темпы ввода скважин в эксплуатацию резко отставали от проектных, в то же время объемы добычи газа и конденсата соответствовали проекту.

Первые четыре года разрабатывался только северный купол, в кото­ром сосредоточена основная доля запасов газа и конденсата. Южный ку­пол введен в разработку в 1973г. Среднесуточные дебиты поддерживались на максимально возможном уровне. При этом большинство скважин (около 80 %) работало одновременно по лифтовым трубам и затрубному пространству и при максимально допустимых депрессиях, составляющих от 6 до 8 МПа. Диапазон дебитов в тот период был очень большой — от 200 до 2000 тыс. м3 /сут. По 15 скважинам среднегодовой дебит был более 1000 тыс. м3 /сут, по 40 скважинам от 500 до 1000 тыс. м3 /сут.

Учитывая большой этаж газоносности и сложное строение месторож­дения, для наблюдения за поведением пластового давления по залежи ре­зультаты всех замеров приводили к средневзвешенной по запасам плоско­сти с отметкой минус 3025 м. Распределение давления по скважинам до на­чала разработки месторождения определялось положением скважин на структуре и отметкой вскрытых интервалов. Среднее начальное пластовое давление на средневзвешенной плоскости составило 36,3 МПа.

Эксплуатационное бурение позволило к началу 80-х годов довести фонд действующих скважин до полутора сотен. Тем не менее, поскольку бурение отставало от проектных объемов отбора газа, скважины работали с относительно большими депрессиями. К этому периоду времени на мес­торождении были достигнуты максимальные отборы газа — 18—19 млрд. м3 в год. С 1982—1983гг. начался период падающей добычи (рис. 1, табл. 1.).

ААА

Динамика показателей разработки Вуктыльского НГКМ

Показатель

Год разработки

1968

1970

1975

1980

1985

1990

1995

Извлечение газа,

млрд. м3

0.06

0,5

2.815

2,249

Извлечение конден-

сата, млн. т

0.02

0,18

1.705

1,900

0.719

0,460

U32Q3

0,200

0.2155

0,0789

Среднегодовой фонд

действующих сква-

2

3

15

49

59.

63

т

118

145

140

т

155

152

155

жин

Средний дебит одной

2Q

1100

£ifl

532

Ж

Д5

7Q

скважины, тыс, м3

500

528

830

47

сут

Коэффициент эк-

0.87

0.969

0.983

U282

0.917

0.694

сплуатации скважин

0,85

0,95

0,850

Коэффициент ис-

0.62

0.69

0.840

0.866

0.848

пользования фонда

скважин

Примечание. В числителе фактические показатели, в знаменателе — проектные.

1968 1971 1974 1977 1980 1983 1986 1989 1992 1995

Годы

Рис. 1.28. Динамика некоторых технологических показателей при разработке Вуктыльского НГКМ:

/ — накопленная добыча газа, млрд. м3 ; 2 — то же конденсата, млн. т; 3 — средневзвешенное пластовое давление, МПа. Вертикальной штриховкой обозначен период максимальных годо­вых отборов конденсата, горизонтальной — газа

Освоение запасов углеводородов такого сложного глубокозалегающего месторождения, как Вуктыльское, с высоким начальным пластовым давле­нием, значительным содержанием конденсата в пластовой смеси, большим этажом газоносности, низкопроницаемыми трещиноватыми коллекторами потребовало постановки целого ряда новых технико-технологических за­дач. В проектах ОПЭ и разработки месторождения были обоснованы, а затем, с конца 60-х годов, реализованы на практике следующие решения:

разработка продуктивного пласта большой толщины (до 1500м) одной сеткой скважин;

отбор запасов в зонах повышенной продуктивности скважинами уве­личенного диаметра (219 мм);

центральная расстановка скважин;

высокая подвеска лифтовой колонны;

транспорт нестабильного конденсата в однофазном состоянии на большие расстояния до перерабатывающего завода.

В условиях карбонатных коллекторов большой толщины были отра­ботаны двухэтапная солянокислотная обработка скважин; .методы их вскрытия, освоения и глушения.

Разработка газоконденсатных залежей, приуроченных к низкопрони­цаемым коллекторам (на Вуктыле средняя проницаемость около 1014 м2 ), — одна из наиболее сложных газопромысловых проблем. Особенно острой она становится после вступления месторождения в завершающую стадию эксплуатации, когда энергетические возможности пласта в основном уже исчерпаны.

Несмотря на все принятые меры, включая использование перечислен­ных выше прогрессивных технико-технологических решений, к концу разработки Вуктыльского месторождения на режиме истощения в недрах этого объекта добычи газа и газового конденсата остаточные запасы газа составят несколько десятков миллиардов кубометров (порядка 10 % от начальных запасов), жидких углеводородов — около 100 млн. т (порядка 70% начальных запасов).

Известно, что в условиях низкопроницаемых коллекторов иногда не­возможно отобрать с достаточной полнотой не только жидкие углеводоро­ды, но и газ из-за резкого снижения фазовых проницаемостей при выпа­дении ретроградного конденсата в призабойных зонах скважины. Именно это обстоятельство побудило специалистов отказаться от разработки на режиме истощения месторождения Нокс-Бромайд: лабораторные исследо­вания показали, что такой режим позволит отобрать лишь небольшую часть от запасов не только конденсата, но и газа (газоотдача не превысит 13%).

С целью изучения особенностей отбора газоконденсатной смеси из пласта, характеризующегося низкими коллекторскими свойствами, авто­ром совместно с сотрудниками была реализована специальная исследова­тельская программа.

Предпринятые широкомасштабные экспериментальные исследования процесса испарения выпавшего конденсата при реализации режима исто­щения газоконденсатной системы в диапазоне давлений от р = р1 > рнк до р = р2 = 1 МПа впервые позволяют подвергнуть анализу результаты опы­тов, в которых процесс проводился до состояния глубокого истощения системы, причем проницаемости физических моделей пласта существенно различались. Использовали две модели длиной 1,002м, диаметром 0,387м и с одинаковой пористостью — 24,8 %. В одних случаях модели пласта со­держали связанную воду, в других были сухими (по воде)

Эксперименты проводились применительно к условиям последне­го этапа завершающей стадии разработки Вуктыльского НГКМ (Тпл = 62 0 С = const). Были сформулированы следующие исследовательские задачи.

1. Определение области давлений максимальной конденсации (то есть начала процесса нормального испарения) компонентов пластовой углеводо­родной смеси путем моделирования режима разработки залежи на исто­щение с использованием модельной газоконденсатной системы (ГКС), фи­зических моделей пласта и сосуда PVT-соотношений. Решение этой задачи необходимо для определения диапазона пластовых давлений, при кото­рых можно ожидать проявления эффекта нормального испарения ГКС в условиях Вуктыльского НГКМ.

2. Исследование процесса нормального испарения выпавшего конден­сата в пористых средах с различными проницаемостью и водонасыщенностью. Решение этой задачи необходимо для оценки зависимости интенсив­ности испарения компонентов выпавшего конденсата от таких параметров пласта-коллектора, как проницаемость и водонасыщенность, что сущест­венно при доразработке истощенной газоконденсатной залежи.

Таблица 2

Эксперименты по испарению выпавшего конденсата

Номер эк­сперимента

Номер модели пласта

Проницаемость, 10-15 м2

Водонасыщен-ность, %

2 2а 3 За 36 4 4а

Бомба PVT КД-2-3 КД-6-7 КД-2-3 КД-6-7 КД-2-3 КД-6-7

64 9,1 64 9,1 64 9,1

0 0 10 30 30 10

В качестве модели пластовой ГКС использованы во всех случаях мно­гокомпонентные смеси алкановых углеводородов, близкие по своим физи­ко-химическим свойствам к пластовой смеси исходного (до начала разра­ботки) состава Вуктыльского НГКМ, имеющей следующие характеристики: содержание С1 - 79,1; С2 - 8,8; С3 - 3,9; С4 - 1,8; С5+ - 6,4,% (молярная доля); молекулярная масса С5+ приблизительно 115 г/моль; кон-денсатогазовый фактор около 330 г/м3 ; давление начала конденсации около 25 МПа; давление максимальной конденсации 6 ± 1 МПа.

Изучение процессов фильтрации модельной ГКС на режиме истоще­ния, а также создание водонасыщенности физических моделей пласта про­водились по разработанной во ВНИИГАЗе методике с использованием со­ответствующей экспериментальной установки [5].

Результаты исследований обрабатывали с помощью ЭВМ и специально разработанной программы расчетов всех рассматриваемых при моделиро­вании параметров.

Для удобного (в рамках данной работы) анализа результатов исследо­ваний выполненные эксперименты сгруппировали в следующие серии (см. табл. 1.18):

исследование влияния проницаемости "сухой" (без связанной воды) пористой среды на компонентоотдачу (эксперименты 2, 2а, 3);

то же для пористой среды, содержащей 10 % от объема пор связанной воды (опыты За, 4а);

то же для пористой среды, содержащей 30 % от объема пор связанной воды (эксперименты 4, 3b).

Рассмотрим особенности углеводородоотдачи истощаемого газокон-денсатного пласта, пористая среда которого является "сухой", то есть не содержит связанную воду. Данный случай имеет не только теоретическое, но и практическое значение, поскольку содержание связанной воды во многих газоконденсатных залежах весьма незначительно (единицы процен­тов объема пор). Целесообразность проведения экспериментов без связан­ной воды, обусловлена также необходимостью оценить влияние пористой среды на массообменные процессы при сравнении результатов с данными, полученными на бомбе PVT.

На рис.2—7 представлены отдельные результаты сравнения ди­намики состава продукции истощаемого пласта и некоторых параметров добываемой смеси для моделей пласта с различной проницаемостью (сосуд PVT-соотношений можно условно рассматривать как образец пористой среды с весьма высокой проницаемостью, например, 10-10 —10-11 м2 ). Из сравнения графиков следует, что с уменьшением проницаемости от 10-10 — 10-11 м2 (эксперимент №2) до 64.10-15 м2 (№ 2а) и далее до 9,1-10-15 м2 (№3) происходит снижение давления максимальной конденсации компонентов пластовой смеси. Особенно это проявилось у низкомолекулярных компо­нентов.

Для исследования типичных, но сравнительно "легких" газоконденсат­ных смесей (молекулярная масса фракции С5+ в смеси исходного состава равна 115 г/моль) наблюдается интенсивный рост содержания в продукции компонентов С2+ после снижения пластового давления ниже давления мак­симальной конденсации, причем вне зависимости от испарения конденсатогазовый фактор продукции после снижения давления ниже давления максимальной конденсации вновь возрастает (рис. 4), достигая вдвое больших, чем при давлении максимальной конденсации, значений к кон­цу отбора пластовой смеси (p=1 МПа). КГФ растет за счет компонентов С5 и С7 ; декан (С10 ) практически не испаряется. При этом молекулярная масса фракции С5 + почти монотонно снижается во всей области давлений, от pрнк до р =1 МПа (рис. 5).

C2-4 % (Молярная доля)

Рис.2.


Зависимость содержания фракции С2-4 в равновесной газовой фазе от «пластового» давления:

1 – сосуд PVT-соотношений; пористая среда без связной воды с проницаемостью:

2 – 64·10-15 м2

3 – 9,1·10-15 м2

Если поведение кривой "содержание фракции С2-4 , % как функции пластового давления" аналогично поведению соответствующей кривой для фракции С5 + (график КГФ), то и зависимость молекулярной массы фрак­ции С2-4 также аналогична этим двум кривым; в области давлений ниже давления максимальной конденсации молекулярная масса С2-4 вновь увели­чивается, в отличие от этого параметра для стабильного конденсата.

Сопоставление результатов экспериментов на физических моделях пласта с бомбовыми данными показывает, что пористая среда в обследо­ванном диапазоне не препятствует процессу нормального испарения вы­павшего конденсата, хотя некоторые детали массообменных процессов в пустотелом сосуде PVT-соотношений и в пористой среде, естественно, раз­личаются. Так, представляет интерес область давлений от 8—10 до 13 — 15 МПа (рис. 5, 6). Здесь заметно нарушается монотонный характер уменьшения молекулярной массы стабильного конденсата (фракция С5+ ), что обусловливается вступлением в область максимальной конденсации фракции промежуточных углеводородов (см. рис.2). По-видимому, сме­щение равновесия для этих углеводородов в сторону (нормального) испаре­ния оказывает влияние на конденсацию легкой части фракции С5+ , близ­кой по химическому составу к промежуточным углеводородам: конденса­ция С5+ заметно затормаживается, причем более заметно в пористой среде с меньшей проницаемостью, по сравнению с сосудом PVT-соотношений (см. рис. 6).

Рассмотрим особенности углеводородоотдачи истощаемых газоконденсатных пластов, различающихся коллекторскими свойствами (прони­цаемостью), пористая среда которых содержала связанную воду в количе­стве 10% объема пор (см. табл. 1.29). В данном случае сосуд PVT не рас­сматривается, сравниваются лишь эксперименты с частично водонасыщенными пористыми средами, различающимися проницаемостью (64-10 -15 м2 — эксперимент №3а; 9,1-10 -15 м2 — эксперимент №4а).

Анализ результатов показал, что зависимости состава продукции и ее параметров от давления близки к тем, что характеризуют процесс истоще­ния сухой пористой среды. Известно, что связанная вода, как правило, за­нимает наиболее мелкие поры, "выключая" их таким образом из процесса фильтрации и ухудшая сорбционные свойства коллектора. Поэтому при­сутствие воды в определенной степени сгладило различия между пористы­ми средами с большей и меньшей проницаемостями. Тем не менее и в этом случае для более проницаемой пористой среды зависимость содержания, в частности, углеводородов С2-4 в продукции от текущего давления в "пласте" расположена несколько выше (рис. 7).

Графики зависимости молекулярных масс фракций от текущего плас­тового давления также аналогичны тем, что получены на "сухих" пористых средах.


Результаты экспериментов 4 и 36 (см. табл. 2), выполненных на тех же моделях пласта, но при более высоком содержании связанной воды в их пористых средах (30 % объема пор), в данной работе не приведены, так как они в значительной мере аналогичны результатам исследований на "сухих" моделях.

Повышенное содержание связанной воды лишь еще больше сглажива­ет различия между пористыми средами с большей и меньшей проницаемостями.

Таким образом, анализируя полученные результаты, можно сделать следующие выводы.

Процесс глубокого истощения газоконденсатной системы типа вуктыльской до давления порядка 1 МПа, моделируемый как в сосуде PVT-соотношений, так и в пористых средах с различной проницаемостью и водонасыщенностью, начиная с давления максимальной конденсации (т. е. при р =• 5 — 7 МПа), характеризуется наличием области нормального испа­рения для компонентов от С5 до С8 — С9 .

Компоненты жидкой фазы пластовой смеси в процесс нормального испарения вовлекаются тем активнее, чем ниже их молекулярная масса.




При значениях молекулярной массы выше 100 г/моль выход компо­нентов мало изменяется в процессе снижения пластового давления от 5 — 7 до 1 МПа, а резкое снижение в продукции доли компонентов С10+ позво­ляет утверждать, что практического значения добыча этой высокомолеку­лярной части пластовой смеси в области давлений нормального испарения иметь не может, в отличие от легкой части пластовой смеси (фракции С2 -С„).

Значения проницаемости, а также водонасыщенности вмещающей газоконденсатную смесь пористой среды в исследованной области практиче­ски не влияет на особенности процессов дифференциальной конденсации и нормального испарения газового конденсата.

Таким образом, при той газоконденсатной характеристике, какую имеет вуктыльская пластовая углеводородная смесь, динамика фазовых проницаемостей в пористой среде с типичными коллекторскими свойства­ми не столь драматична, как при разработке месторождения Нокс-Бромайд. Из средних по проницаемости и пористости объемов перового пространства вуктыльского пласта-коллектора на завершающей стадии разработки будут извлекаться углеводороды, в том числе за счет процесса нормального испарения. Естественно, в худших по сравнению со средними зонах коллектора возможны явления, из-за которых часть запасов углево­дородов будет блокирована и составит неизвлекаемые пластовые потери. На снижение потерь, в том числе и этих, направлено предложенное ВНИИГАЗом и реализуемое на Вуктыле в районе УКПГ-8 и УКПГ-1 воз­действие на пласт сухим неравновесным газом.


Afc , г/моль


115


105


о 1 • 2 Д 3


95


85

25

15

р,Мпя


Сайклинг-процесс

Увеличение коэффициента конденсатоотдачи, а нередко и газоотдачи при разработке газоконденсатных месторождений может быть достигнуто пу­тем возврата в пласт в течение определенного периода времени добытого газа, из которого предварительно извлечены компоненты С2+ или С3+ . Та­кой режим разработки, обеспечивающий отбор пластового газа с началь­ным высоким или слабо уменьшающимся содержанием конденсата (благодаря поддержанию давления) получил название сайклинг-процесса. Впервые применять его начали в конце 30-х годов, в годы второй мировой войны, когда резко возросла потребность в жидких углеводородах как сы­рье для производства моторных топлив, а потребность в углеводородном газе, напротив, несколько уменьшилась. В 1944 г. в США функционировали 37 установок для осуществления сайклинг-процесса при общем количестве разрабатываемых газоконденсатных месторождений 224. Обратная закачка «отбензиненного» газа применялась в тот период времени не только в США, но и в Канаде и ряде других газодобывающих стран, причем даже на таких газоконденсатных месторождениях, начальное содержание кон­денсата в газе которых составляло всего 150—180 г/м3 . По окончании вой­ны вследствие заметного изменения структуры потребления углеводородов и соответствующей динамики цен на жидкие и газообразные углеводороды объемы обратно нагнетаемого в пласт газа резко снизились. Удовлетвори­тельные технико-экономические показатели при реализации сайклинг-процесса стали получать только на ГКМ с начальным содержанием кон­денсата в газе не ниже 250 — 300 г/м3 . Основной упор делался на реализа­цию вариантов частичного сайклинг-процесса, когда объем возвращаемого в пласт газа меньше объема газа, отбираемого из пласта. Одновременно значительно возросла доля нагнетаемых в пласт неуглеводородных газов. В целом, однако, количество объектов, на которых применялся сайклинг-процесс, очень сильно уменьшилось. Тем не менее часть газоконденсатных месторождений США, Канады, некоторых других стран разрабатывались и продолжают разрабатываться в режиме обратного нагнетания газа. Накоп­ленный опыт применения сайклинг-процесса в различных условиях и на месторождениях с разными геолого-промысловыми характеристиками по­требовал более глубокого обоснования каждого проекта разработки, пре­дусматривавшего возврат в пласт газа. Стала очевидной необходимость тщательного изучения характера неоднородности пласта — потенциального объекта нагнетания сухого газа. С другой стороны, исследования ВНИИ-ГАЗа доказали, что, во-первых, частичный сайклинг-процесс при низких пластовых давлениях может по своим показателям не уступать процессу при высоких, близких к начальному, давлениях, а во-вторых, можно по­высить эффективность процесса, если учитывать состав пластовой смеси. Речь идет о целесообразности использования влияния промежуточных уг­леводородов (этан-пропан-бутановой фракции) на испаряемость ретроград­ного конденсата в газовую фазу в послепрорывный период. При этом бы­ло показано, что испарение ретроградного конденсата — весьма длитель-нцй процесс, и в течение многих лет после прорыва закачанного газа воз-моЦно получать из скважин продукцию с высоким промышленным содер­жанием конденсата.

В связи с тем, что в рыночных условиях при колебаниях спроса на газ и жидкие углеводороды повышается вероятность реализации на россий- ских газоконденсатных месторождениях сайклинг-процесса, мировой опыт его применения представляет большой интерес [10, 26, 44].

Ниже анализируются результаты осуществления сайклинг-процесса зарубежом, а также результаты единственного, практически реализованного в странах СНГ сайклинг-процесса на Новотроицком ГКМ (Украина).

Опыт проектирования разработки крупнейшего газоконденсатного месторождения Канады Кэибоб чрезвычайно интересен в смысле комплек­сного решения проблемы использования полезных ископаемых с учетом требований по охране недр и окружающей среды.

Газоконденсатное месторождение Кэибоб, открытое в сентябре 1961 г., расположено в провинции Альберта, в 300 км к северо-западу от г. Эдмонтона. Продуктивные отложения, сложенные в основном пористы­ми доломитами, приурочены к рифогенному массиву верхнего отдела сви­ты Свои Хиллс, образующему вытянутую с северо-запада на юго-восток структуру длиной около 60 км и шириной 3,5 — 9 км. Эти отложения ос­ложнены межрифовым каналом значительных размеров, положение кото­рого четко не зафиксировано. Створ канала заполнен плотными известня­ками. По всей площади месторождения, пласты которого регионально по­гружаются в юго-западном направлении с наклоном 1,05 м/км, продуктив­ные отложения подстилаются темными битуминозными карбонатами ниж­него отдела свиты Свои Хиллс средней мощностью 33 м. Наряду с плотны­ми известняками здесь представлены и пористые доломиты. Мощность продуктивного горизонта изменяется в пределах от 0 до 109 м. Покрыш­кой залежи служат плотные битуминозные известняки свиты Беверхилл Лейк. Таким образом, ловушка газа и конденсата на месторождении Кэи­боб образовалась в результате литологического выклинивания и литологи-ческого экранирования в подошве и кровле.

Начальное пластовое давление в газоконденсатной залежи, приве­денное к абсолютной отметке средневесовой плоскости массива 2307 м, составляет 32,4 МПа. Пластовая температура = 114 °С), как и давление, аномально высокая для глубин залегания около 2300 — 2350 м. Запасы пластового газа площади В составляли 93,5 млрд. м3 , в том числе запасы товарного сухого газа — 63,3 млрд. м3 , конденсата (С5 +) — 40,6 млн. м3 , сжиженных газов (С3 —С4 ) — 20,5 млн. м3 , серы — 21,1 млн.т. В целом по месторождению запасы пластового газа были равны 110,6 млрд. м3 , конденсата — 48 млн. м3 .

Газоконденсатная залежь Кэибоб массивная. На западе она ограничена пересечением кровли рифа с ГВК, а на востоке — выклиниванием свиты Свои Хиллс, замещающейся плотными известняками. По данным ис­следования скважин, после вскрытия водонасыщенных отложений выяви­лось постепенное снижение пористости и проницаемости в направлении с северо-востока на юго-запад. Это снижение обусловлено как увеличением доли плотных рифогенных известняков, так и уменьшением пористости доломитовых интервалов. Средние значения пористости и проницаемости водоносной зоны составляют 6 % и 25-10-15 м2 . По данным замеров давления в скважинах, расположенных за пределами ГВК, установили взаи­модействие водоносных зон пласта Д-3 месторождения Пайн-Крик и Беверхилл Лейк месторождения Кэибоб. Отбор 6,72 млрд.м3 газа из залежи Д-3 (Пайн-Крик) обусловил снижение давления на 0,34 МПа.

Расчеты показали, что в Пайн-Крик вторглось 16,54 млн. м3 воды, в том числе 10,32 млн. м3 — из зоны, подстилающей залежь Д-3. Остальная вода поступила из сопредельных водоносных областей, главным образом рифовой зоны Беверхилл Лейк. Это подтверждается снижением давления в залежи (площадь В) на 4,1 МПа.

Продуктивность и приемистость рассчитывались на основании данных по исследованию скважин с использованием известной степенной зависи­мости дебита от разности квадратов пластового и забойного давлений. Ре­зультаты обработки данных исследования применялись для построения карты равной производительности скважин, с помощью которой определя­ли параметр С в уравнении притока для неисследованных скважин. Макси­мально допустимая депрессия устанавливалась, исходя из необходимости предотвращения образования конуса воды, на уровне 0,012 МПа/м в про­дуктивной мощности ниже нижних перфорационных отверстий. Допуска­лось превышение этого значения вплоть до 0,023 МПа/м.

Газоконденсатная система месторождения Кэйбоб была недонасыщена высококипящими углеводородами — давление начала конденсации находи­лось на уровне 23,4 МПа. Компонентный состав пластовой смеси приведен в табл. 1.19.

Хотя в интервале снижения давления 32,4—23,4 МПа жидкая фаза в пласте не образуется, дальнейший отбор газоконденсатной смеси сопро­вождается интенсивным выпадением конденсата вплоть до давления макси­мальной конденсации рм к = 8,1— 8,4 МПа. Максимальная доля углеводо-роднасыщенного перового объема, занятая выделившимся стабильным конденсатом, составляет 5,0 %. В соответствии с изотермой текущего кон-денсатосодержания коэффициент извлечения стабильного конденсата при разработке на режиме истощения (рист =4,1 МПа) без учета продвижения подошвенной воды составляет 63 — 65 %. Такая сравнительно высокая кон-денсатоотдача обусловлена сильным недонасыщением пластовой смеси, в результате которого около 17 % от запасов конденсата отбирается до нача­ла выпадения его в пласте. Высокая концентрация в пластовой смеси серо­водорода, пропан-бутанов и конденсата определяет сравнительно низкое соотношение между объемами остаточного (сухого) и жирного газов — молярная доля остаточного газа в смеси даже при рмк не превосходит 0,712.

Физико-химические свойства пластовой смеси

Плотность газа, кг/м3 ............................................................. 1,03

Псевдокритическая температура, К..................................491

Псевдокритическое давление, МПа...................................5,32

Вязкость газа при давлении 32,2 МПа, мПа-с................0,036

Содержание сжиженных газов, см33 ............................ 219

Содержание конденсата (С5+ ), см33 ............................. 434

Содержание серы, г/м3 .......................................................... 225

Компонент

Содержание компонента

% (молярная доля)

см33 газа

Азот

1,12

Углекислый газ

3,42

Сероводород

16,70

-

Метан

58,56

Этан

7,56

-

Пропан

3,12

114,0

н-Бутан

1,66

71,4

Изобутан

0,78

33,5

н-Пентан

0,78

38,0

Изопентан

0,67

33,0

Гексан

1,21

67,1

Гептан + высшие

4,42

295

Всего

100,00

562

Компонентный состав пластовой смеси

Для изучения процессов вытеснения газа водой, жирного газа сухим, а также некоторых сопутствующих им явлений пользовались различными математическими моделями. Основные расчеты технологических показате­лей разработки были выполнены применительно к трехмерной трехфаз­ной модели. Математическая модель описывает нестационарное течение двух- или трехфазной системы с учетом вязкости, капиллярных и гравита­ционных сил. Все агенты считаются сжимаемыми, а их свойства (объем­ный фактор, вязкость) полагаются однозначными функциями давлений. Фазовые проницаемости задаются в виде функций. При решении данной задачи использовалась концепция «вертикального равновесия», позволяю­щая свести трехмерную фильтрацию к двухмерной. Согласно этой концеп­ции, потенциалы фаз Фжг , Фсг и Фв — постоянны по мощности пласта. Это означает, что давление по вертикали (мощности) изменяется по зако­нам гидростатики, т. е. пластовая система находится в состоянии капилляр­но-гравитационного равновесия. Строго говоря, данная концепция равно­значна допущению о бесконечно большой проницаемости — по вертикали. На практике же достаточным основанием для использования «вертикально­го равновесия» является высокая проницаемость по вертикали, существен­ное проявление гравитационных эффектов, низкие вязкости агентов и т. п. Все эти условия характерны для месторождения Кэйбоб, в связи с чем концепцию «вертикального равновесия» применили для расчетов продвиже­ния подошвенной воды в залежь, а также перемещения границы газ — газ при процессе рециркуляции газа. В результате решения соответствующей системы уравнений получается распределение насыщенностей (площадное) в каждой ячейке моделируемой области фильтрации. Допущение верти­кального равновесия позволяет установить распределение насыщенности и по мощности залежи (высоте ячейки). Таким образом, метод вертикально­го равновесия позволяет существенно облегчить (не в ущерб точности ре­зультатов) решение задачи.

На основании приведенной методики произвели расчеты продвижения воды в газонасыщенную часть залежи, а также текущего объемного коэф­фициента охвата. Кроме того, с помощью метода материального баланса рассчитали показатели добычи газа и конденсата для различных способов разработки месторождения. В указанных расчетах были сделаны следую­щие допущения.

1. Для различных вариантов процесса обратной закачки сухого га­за начальная мощность промысла по газу устанавливалась на уровне 133 % от номинальной пропускной способности газоперерабатывающего завода без дополнительного бурения эксплуатационных скважин.

2. Для вариантов разработки на режиме истощения, а также истоще­ния с компенсацией пиковых нагрузок за счет резервных мощностей ГПЗ и закачкой избыточных объемов газа в пласт в периоды пониженного по­требления предусматривалась мощность промысла по газу, обеспечивающая удовлетворение пиковых потребностей с бурением при необходимос­ти дополнительных скважин.

3. Расход газа на топливо и собственные нужды промысла принимался на уровне 5 % от суммарного объема остаточного газа.

4. Среднее пластовое давление однозначно определяет состав продук­ции скважины. Испарение выпавшего конденсата не принимается в расчет при определении добычи конденсата.

5. Вторжение воды так же влияет на состояние пластовой газоконденсатной системы, как и закачка газа; поэтому под коэффициентом охвата понимается отношение объема порового пространства, занятого закачивае­мым газом и вторгшейся водой, к суммарному поровому объему, занятому углеводородами.

6. Учет влияния темпа вторжения воды обеспечивается проведением расчетов для различных факторов обводнения. Фактору обводнения (ФО-0) соответствует газовый режим, т. е. продвижение воды отсутствует. При ФО-1 вода продвигается с темпом, рассчитанным по упомянутой методике на основании приведенных исходных данных. При ФО-2 темп вторжения воды в 2 раза превышает предыдущий.

7. Закачка газа прекращается по достижении коэффициента охвата, равного 55 %, для всех вариантов.

8. В период доразработки на истощение соотношение отборов сухого и жирного газов поддерживается таким же, каким оно является в момент прекращения рециркуляции.

9. Давление при режиме истощения залежи, исходя из минимально допустимого давления на устье 2,1 МПа, составляет 4,1 МПа для всех вари­антов.

10. Суточный темп отбора газа в период доразработки определялся из условий контракта на продажу в объеме 1/8400 от извлекаемых запасов газа.

Результаты тщательного математического моделирования процесса разработки площади В месторождения Кэйбоб свидетельствуют о безуслов­ной перспективности способа разработки при частичной закачке газа даже в условиях, когда разработка на режиме истощения характеризуется срав­нительно высокой конденсатоотдачей,

При разработке газоконденсатного месторождения Нокс-Бромайд, за­легающего на большой глубине (4600 м), с поддержанием давления путем рециркуляции газа повышалась не только конденсатоотдача, но и газоотда­ча. Именно поэтому оправданы чрезвычайно высокие капиталовложения для поддержания давления на месторождении (стоимость одной скважины Нокс-Бромайд достигала 1 млн. долл.).

Месторождение расположено в штате Оклахома (США). Открытое в 1956 г., оно разрабатывалось на режиме истощения с 1960 до 1962 г. За этот период было добыто 538 млн. м3 газа и 480 тыс.м3 конденсата. Продук­тивные горизонты месторождения II и III представлены весьма плотными песчаниками с низкими коллекторскими свойствами (пористость 4,5 — 6,8 %, проницаемость 45,10-15 м2 , водонасыщенность 11 %). Структура представля­ет собой вытянутую с северо-запада на юго-восток антиклиналь размерами 16x2 км. Запасы газа в двух горизонтах составляли 8,1 млрд.м3 , запасы — конденсата (точнее, широкой фракции С3 +) — около 6 млн. м3 . Содержа­ние фракции С3+ в газе горизонта II — 1030 см33 , в газе горизонта III — 510 см33 .

Начальное пластовое давление (расчетное) было равно 65,7 МПа, пластовая температура 114 °С. Давление начала конденсации рнк пластового газа горизонта II равно 45,1 МПа, горизонта III P 38,9 МПа. Отметим, что, наряду со значительным превышением пластового давления над гидростатическим (в 1,3—1,4 раза), пластовой газоконденсатной системе было свойственно исключительно большое нефтенасыщение конденсатом: рнк отличается от рпл для горизонта II на 20,6 МПа, а для горизонта III на 26,8 МПа.

Лабораторные и промысловые исследования показали, что специфиче­ские особенности строения песчаника свиты бромайд обусловливают рез­кое снижение его фазовой проницаемости для газа по мере выпадения конденсата в пласте. При изучении шлифов кернов было обнаружено на­личие на зернах песчаника конденсатной пленки, резко снижающей про­ницаемость породы. Полученная исследователями кривая фазовой проница­емости по газу свидетельствовала о том, что фильтрация газа практически прекращается по достижении насыщенности жидкой фазой 50 %. Именно в результате этого ожидался исключительно низкий коэффициент газоотда­чи при разработке на режиме истощения (11 %). Иными словами, выпадаю­щий в призабойной зоне конденсат "запирает" газ в залежи. По данным расчетов, разработка на режиме истощения позволяла добыть всего около 900 млн. м3 газа и 850 тыс. м3 конденсата: тем самым рентабельная разра­ботка месторождения прекратилась бы уже в 1965 г. В то же время разра­ботка при поддержании давления обеспечивала извлечение 5 млрд. м3 газа и 5,25 млн. м3 конденсата. Давление в пласте (в призабойной зоне) следовало поддерживать более высоким, чем рнк . По-видимому, в данном случае опти­мальным условием является рзаб > рнк (выпадающий в призабойной зоне конденсат, несмотря на высокую насыщенность, остается малоподвижным или вообще неподвижным в связи с крайне низкими фильтрационными характеристиками среды).

Согласно проекту разработки с рециркуляцией газа, из десяти имею­щихся эксплуатационных скважин три предполагалось перевести под на­гнетание. Объем закачки намечался на уровне 450 — 600 тыс. м3 /сут, темп отбора - 400 — 500 тыс. м3 /сут. Около 20 % закачиваемого газа приобрета­ется со стороны; этот газ компенсирует уменьшение объема добываемого его количества за счет выделения конденсата, расхода на топливо, а также изменения сжимаемости газа по мере выделения конденсата.

При довольно низкой продуктивности скважин на месторождении Нокс-Бромайд предполагалось широко использовать мероприятия по ин­тенсификации притока и, в первую очередь, гидроразрыв пласта. Успеш­ное проведение в 1960 г. на скважинах Нокс-Бромайда гидроразрыва впер­вые в мире было осуществлено на глубине 4600 — 4800 м. Применение про­цесса рециркуляции на этом месторождении, несмотря на огромные труд­ности технического, технологического и экономического характера, лиш­ний раз подтверждает большие возможности этого способа разработки.

В качестве интересного примера разработки газоконденсатного место­рождения с применением обратной закачки газа можно привести место­рождение Ла Глория, на котором поддерживалось давление в течение 8 лет. В то время это был один из самых больших проектов по закачке газа с целью получения конденсата в штате Техас.

Залежь приурочена к структуре овальной формы. Продуктивная пло­щадь составляет 1070 га. Этаж газоносности около 100 м.

В процессе разведки залежи и эксплуатационного бурения было про­бурено около 40 скважин.

Глубина залегания продуктивного горизонта в центре структуры 1955 м. Средняя мощность песчаника в этой зоне 10 м. Средняя пористость его 22,2 %, проницаемость 0,52·10-12 м2 . Начальное пластовое давение 23,9 МПа, температура 95 °С. Содержание связанной воды оценивалось в 20 %.

Запасы газа в залежи равнялись 3,95 млрд. м3 (при нормальных услови­ях). Запасы конденсата (пропан+ ) составляли 1,07 млн. м3 . Из этого коли­чества пентаны + составляли 0,639 млн. м3 , изо- и нормальные бутаны 0,178 млн. м3 и пропан 0,252 млн. м3 .

Закачка газа на месторождении Ла Глория началась в мае 1941 г. К этому времени на месторождении было шесть продуктивных и две нагне­тательные скважины. В последующие годы число эксплуатационных сква­жин увеличилось до восьми, а нагнетательных до четырех. В течение пер­вых 4 лет из пласта в среднем отбиралось 1415 тыс. м3 /сут газа. В дальней­шем ввиду того, что нагнетаемый сухой газ стал прорываться в эксплуата­ционные скважины, отбор из пласта уменьшили до 595 тыс. м3 /сут.

За все время нагнетания в пласт было возвращено 97 % добытого су­хого газа. Для обслуживания установки газ получали со стороны.

Благодаря малым темпам отбора и возврату практически всего добы­того сухого газа пластовое давление снизилось очень незначительно. По­этому было предотвращено выпадение конденсата в пласте и его потери. Это подтверждается тем, что в продукции скважины, пробуренной в за­ключительной стадии процесса в зоне, не охваченной нагнетанием сухого газа, содержание конденсата не отличалось от начального.

В процессе закачки газа с целью контроля за его перемещением по пласту из каждой скважины раз в три месяца отбирались пробы газа для определения содержания конденсата.

Исследования показали, что в зоне, охваченной закачкой газа, коэф­фициент вытеснения достигал 80 %. Коэффициент охвата при выбранном расположении нагнетательных и эксплуатационных скважин по расчетам составлял 85 %.

Следовательно, в результате проведения процесса из пласта было до­быто 68 % первоначально содержащегося конденсата. При последующей эксплуатации пласта на истощение было добыто еще 20,8 % конденсата. Всего из пласта было отобрано 88,8 % первоначально содержащегося кон­денсата (С5+ ).

Нагнетание сухого газа прекратили в середине 1949 г., когда содержа­ние конденсата в продукции резко уменьшилось.

При разработке отечественных газоконденсатных месторождений не­однократно предпринимались попытки реализовать сайклинг-процесс, од­нако, как правило, дело ограничивалось физическим или математическим моделированием, а также проведением технико-экономических расчетов.

Одним из возможных объектов применения сайклинг-процесса было крупнейшее в европейской части России Вуктыльское газоконденсатное месторождение. Во ВНИИГАЗе были выполнены расчеты по извлечению конденсата из Вуктыльского месторождения при закачке сухого газа на различных уровнях пластового давления.

Общий коэффициент извлечения конденсата для Вуктыльского место­рождения за счет его растворения в сухом газе согласно расчетам не пре­вышал 70 — 75 %, т.е. по сравнению с разработкой на истощение коэффициент извлечения конденсата мог быть увеличен на 30 — 35 %. Объясняется это значительным утяжелением фракционного состава конденсата, выпав­шего в пласте, в процессе закачки сухого газа. Автор расчета Г.С. Степа­нова полагала, что достичь такого увеличения коэффициента извлечения выгоднее при "меньшем" объеме закачиваемого газа, т.е. при более высо­ком давлении. В этом случае и фракционный состав добываемого конден­сата будет тяжелее и, следовательно, коэффициент извлечения его из газа на промысловых установках будет выше. Если закачка газа осуществляется при давлении 5 — 6 МПа, то в газовую фазу переходят фракции конденсата, выкипающие до 150—180°С (т.е. бензиновые фракции), в количестве около 60 г/м. Низкие давления на устье эксплуатационных скважин приводят к необходимости компримирования газа и его последующего охлаждения. Для выделения конденсата в этом случае необходимо осуществлять сепара­цию при достаточно низких температурах — в пределах минус 40 — минус 50 °С или применять процесс адсорбции. Если же газ закачивать при плас­товых давлениях выше 20 МПа, то для создания низких температур в сепа­раторе можно использовать турбодетандеры.

Одним из авторов работы [52] была обоснована схема использования турбодетандера при относительно низких пластовых давлениях (около 10 МПа). При этом трубодетандер устанавливался перед дожимной ком­прессорной станцией. В условиях Вуктыльского месторождения такая схе­ма позволила определенное время вести подготовку газа и конденсата к транспорту более эффективно.

Основной недостаток, мешающий внедрению турбодетандеров для со­здания низких температур, — это изменяющийся перепад давления на турбодетандере при снижении давления в залежи. Если закачка газа будет осу­ществляться в течение длительного времени, турбодетандеры экономически окажутся значительно выгодней, чем холодильные установки. Для макси­мального извлечения конденсата из добываемого газа следует применять процессы низкотемпературной масляной адсорбции или короткоцикловой адсорбции. Тогда потери конденсата будут минимальными и эффект от за­качки сухого газа в пласт будет наибольшим.

Как известно, сайклинг-процесс на Вуктыльском месторождении не был осуществлен и с 1968 г. оно разрабатывалось на режиме истощения. Основными причинами для отказа от возврата газа в пласт стали опасения низкого охвата пласта (не более 20 %) нагнетаемым агентом в условиях резко неоднородного трещиноватого коллектора; решение остановиться на способе разработки более экономичном с точки зрения материальных и финансовых затрат; отсутствие в стране налаженного производства высо­конапорного компрессорного и трубопроводного оборудования; психоло­гическая неподготовленность специалистов вести разработку на ином, не­жели истощение, режиме отбора запасов.

Открытие уникальных по запасам газоконденсатных месторождений с высоким содержанием в газе ценных высокомолекулярных углеводород­ных компонентов (табл. 3) побудило газовиков России, а также Казах­стана вновь обратиться к проблеме разработки ГКМ с поддержанием плас­тового давления. Были выполнены технико-экономические оценки и подго­товлены проектные решения, согласно которым реализация сайклинг-процесса на Уренгойском, Карачаганакском и других ГКМ обеспечивала уве­личение конденсатоотдачи продуктивных пластов не менее чем на 10 %. Практически, однако, до настоящего времени нет уверенности в том, что предусмотренное проектами разработки этих объектов нагнетание сухого газа будет осуществлено. Кроме тех причин, что воспрепятствовали внед­рению сайклинг-процесса на Вуктыльском месторождении, в последние го­ды стала играть важную роль еще одна — экспортные обязательства по поставкам крупных объемов природного газа в европейские страны при одновременном снижении финансируемых потребностей в газе.

И все же в странах СНГ несколько лет назад удалось довести до прак­тического осуществления один проект разработки ГКМ на режиме сайк­линг-процесса, хотя и с задержкой во времени и при давлении в пласте, меньшем проектного, — на Новотроицком месторождении на Украине. Проект был подготовлен специалистами ВНИИГАЗа и УкрНИИгаза под ру­ководством С.Н. Бузинова, И.Н. Токоя, Е.И. Степанюка.

Новотроицкое газоконденсатное месторождение открыто в 1966 г., когда был получен приток газа с конденсатом из скв. № 4, и введено в разработку на истощение в 1974 г.

Газоконденсатная залежь приурочена к отложениям нижнего карбона горизонта В-23 визейского яруса, залегает в интервале глубин 3280 — 3390 м. Начальные запасы газа утверждены в объеме 11 620 млн. м3 , конденсата 5200 тыс. т (извлекаемые 2590 тыс. т). Начальное содержание конденсата в отсепарированном газе 454,5 г/м3 , начальное пластовое давление составляло 35,6 МПа. Средняя эффективная мощность продуктивного пласта 16 м, средняя проницаемость 1,02-10-12 м2 .

К моменту подсчета запасов газа (1973) считалось, что Новотроицкое поднятие достаточно детально изучено; оно представлялось асимметричной брахиантиклинальной складкой, разделенной единственным тектоническим нарушением, подсечевным скв. 4, на два блока (северо-западный и юго-восточный). Эти представления о геологическом строении были приняты за основу при составлении проекта разработки 1976 г.

Бурение эксплуатационных скважин внесло существенное изменение в представление о геологическом строении залежи. В 1984 г. при анализе разработки месторождения был пересмотрен весь имеющийся геологический материал и выполнены новые структурные построения. Для более уверен­ной корреляции разрезов скважин, помимо стратиграфических границ вну­три стратиграфических комплексов, были выбраны хорошо выдержанные по площади реперные пласты, что позволило более детально проследить характер изменения мощностей в разрезах скважин и точнее определить глубины подсечения ими тектонических нарушений.

На основании новых для того времени представлений о строении Новотроицкого месторождения юго-восточная часть залежи характеризова­лась относительно простым строением. Северо-западная часть складки отличалась вместе с тем очень сложным блоковым строением, которое, несмотря на большое число пробуренных скважин, оставалось не до кон­ца выясненным. Блоковое строение в этой части месторождения затруд­няло размещение системы нагнетательных и эксплуатационных сква­жин.

Таким образом, геологическое строение Новотроицкой залежи оказа­лось значительно сложнее, чем предполагалось по результатам разведочных работ (когда было пробурено 16 скважин). По данным бурения эксплуата­ционных и нагнетательных скважин был выявлен ряд нарушений, блоков и локальных поднятий в пределах площади газоносности.

За период разработки месторождения на истощение (1974— 1979 гг.) из месторождения было добыто 2144 млн. м3 газа и 658,2 тыс. т конденсата, при этом пластовое давление снизилось на 7,5 МПа. Отбор газа был на 320 млн. м3 выше проектного. Содержание конденсата в пластовом газе уменьшилось до 317 г/м3 а потери его в пласте составили около 1500 тыс. т.

В связи с отставанием обустройства в период 1979— 1981 гг. месторож­дение находилось в консервации. За это время вследствие проявления водо-' напорного режима пластовое давление в залежи увеличилось с 27,4 до 28,1 МПа. Подъем ГВК составил около 7 м.

Закачка сухого газа в пласт была начата в июне 1981 г. Добыча сырого газа осуществлялась из четырех скважин, а закачка — в две нагнетатель­ные скважины № 30 и 36. Приемистость нагнетательных скважин в начале закачки соответствовала проектной. Однако впоследствии было отмечено существенное ее снижение, обусловленное загрязнением призабойных зон скважин компрессорным маслом. Поэтому начали проводить периоди­ческую продувку нагнетательных скважин в газопровод. При этом приемистость скважины улучшалась, но полного восстановления не проис­ходило.

На основе новых представлений о геологическом строении месторож­дения были пересмотрены первоначальные проектные решения по числу нагнетательных и эксплуатационных скважин, объемам добычи и закачки газа. Объем закачки газа был установлен в количестве 230 млн. м3 .

В 1984 г. был проведен детальный анализ обводнения залежи. С помо­щью математического моделирования воспроизведена 9,5-летняя история разработки месторождения, определены эффективные параметры водонос­ного пласта. Сопоставляя геологические построения с данными материаль­ного баланса, оценили среднюю остаточную газонасыщенность обводнен­ного порового объема — 0,54, причем 7 % перового пространства занято выпавшим конденсатом. Столь высокое значение средней остаточной газо­насыщенности свидетельствовало о том, что за фронтом обводнения газ оставался не только в защемленном состоянии. Подъем ГВК составил око­ло 30 м.

Динамика добычи газа и конденсата приведена в табл. 1.21. На 01.09.87 из месторождения было извлечено 3948 млн. м3 газа и 1169 тыс.т конденса­та. Суммарная добыча конденсата за период сайклинг-процесса составила 510,8 тыс. т, закачка сухого газа в пласт — 1443 млн.м3 .

Сравнение двух технологий — сайклинг-процесса и истощения — бы­ло проведено по добыче конденсата при условии одинаковой накопленной добычи. В табл. 1.21 приведены данные по дополнительной добыче конден­сата при сайклинг-процессе по отношению к разработке залежи на исто­щение. Вариант истощения был рассчитан с найденными по истории раз­работки эффективными параметрами водоносного пласта.

. Это было обусловлено образованием "конденсатного вала" вбли­зи забоев этих скважин в результате продвижения контурных вод. Продук­ция скв. 34 в течение 1984—1985 гг. постепенно осушалась (до 166 г/м3 ). Во второй половине 1986 г. к ее забою также подошел "конденсатный вал", в связи с чем удельный выход конденсата повысился до 250 г/м3 . Более всего оказалась осушена продукция скв. 13: доля сухого газа составляла 79 %.

Подготовка газа для закачки в пласт осуществлялась методом низко­температурной сепарации с охлаждением газа пропановой холодильной ус­тановкой. Газоконденсатная смесь из эксплуатационных скважин поступа­ла на УКПГ, где в сепараторах первой ступени при давлении 12,5 МПа и температуре 298 К происходило отделение капельной жидкости от газа. После этого газ подавался в теплообменник, где охлаждался за счет холода, получаемого от пропановой холодильной установки и при давлении 10,5 — 11,0 МПа направлялся в низкотемпературный сепаратор второй ступени, где происходило разделение сконденсировавшейся жидкости и газа. Отсепарированный газ при температуре 263 — 258 К и давлении 10,5—11,0 МПа содержал 30 — 32 г/м3 конденсата. С целью повышения извлечения конден­сата технология низкотемпературной подготовки газа была дополнена аб­сорбцией в потоке. В качестве абсорбента был использован тяжелый кон­денсат I ступени сепарации. Это дало возможность дополнительно извлечь 10—17 г/м3 конденсата из газа, закачиваемого в пласт.

Закачка газа в пласт осуществлялась тремя газомоторными ком­прессорами 10ГКНА 1/(100-12)-(200-275) производительностью 480-620 тыс. м3 /сут. каждый, работающими параллельно. В процессе эксплуа­тации компрессорной станции был выявлен и устранен ряд факторов, сни­жающих работоспособность компрессоров: заменены втулки компрессор­ных цилиндров; изменена конструкция поршней и сальников штока; удво­ена подача лубрикаторной смазки поршней, заменена запорная арматура обвязки компрессоров на импортную; установлены фторопластовые филь­тры конструкции УкрНИИгаза на входе газа в компрессоры и на линиях нагнетания в скважины; изготовлено и установлено общестанционное за­грузочное кольцо для обкатки компрессоров после ремонтов, предусмотре­ны дренаж для удаления жидкости из обвязки узла продувки всасывающего коллектора, а также буферных емкостей; произведен ремонт фундаментов и опор.

Экономическая оценка разработки Новотроицкого месторождения показывала высокую себестоимость добычи газа и конденсата. Однако опыт реализации проекта весьма ценен для газопромысловиков.

Анализ разработки Новотроицкого ГКМ позволил сделать следующие выводы.

1. Новотроицкое месторождение характеризуется сложным геологиче­ским строением, выявленным в процессе осуществления сайклинг-процесса и существенно повлиявшим на первоначальные проектные решения. Для обеспечения разработки месторождения в режиме сайклинг-процесса необ­ходимо было провести детальную разведку залежей как разведочными, так и опережающими эксплуатационными скважинами.

2. На месторождении сайклинг-процессу предшествовала разработка в режиме истощения. В условиях проявления водонапорного режима это привело к защемлению значительных количеств газа за фронтом вытесне­ния. Наиболее высокий технологический и экономический эффект мог быть получен при применении сайклинг-процесса без предварительного от­бора газа.

3. При подготовке проекта необходимо предусматривать обвязку на­гнетательных и эксплуатационных скважин по одной схеме — как на на­гнетание, так и на отбор. Это позволит осуществлять оперативное регули­рование разработки, очистку забоя скважин и т.д.

4. При проектировании установок подготовки газа для осуществления сайклинг-процесса в зависимости от конкретных условий и возможностей необходимо:

а) применять установки с низкотемпературной абсорбцией при давле­нии около 11,0 МПа;

б) использовать установки низкотемпературной сепарации при давле­нии максимальной конденсации 5,5 — 6,5 МПа с турбодетандером с после­дующим поджатием газа до давления 11,0 МПа компрессором, находящим­ся на одном валу с турбодетандером (наиболее экономичный вариант);

в) устанавливать перед компрессорной станцией фильтры для очистки газа от твердых примесей, а после компрессорной станции — маслоулови­тели для защиты нагнетательных скважин от масла, попадающего в газ при его компримировании.

5. Разработка Новотроицкого месторождения в режиме сайклинг-про-цесса при существовавших оптовых ценах предприятий на газ и конденсат являлась убыточной.

Для газоконденсатных месторождений, на которых планируется внед­рение сайклинг-процесса, необходимо устанавливать льготные индивидуаль­ные оптовые цены предприятий.

Автор настоящей работы полагает, что возможности сайклинг-процес­са изучены и используются недостаточно. Это касается, например, области применения данной технологии при умеренных и низких пластовых давле­ниях, в частности, на завершающей стадии разработки газоконденсатных месторождений, а также особенностей ее применения на месторождениях с разными составами пластовых углеводородных смесей.

В связи с этим были предприняты широкомасштабные теоретические и экспериментальные исследования.

Был изучен механизм и эффективность углеводородоотдачи при закач­ке в газоконденсатную залежь сухого газа на различных стадиях истоще­ния пласта.

С использованием метода, основанного на концепции давления схож­дения, и уравнения состояния Пенга — Робинсона проведено математичес­кое моделирование природной газоконденсатной системы. В качестве при­мера были взяты термобарические условия и состав углеводородной смеси, характерные для одного из месторождений Днепрово-Донецкой впадины (Западного свода Березовского газоконденсатного месторождения). Углево­дородная система имела следующий начальный состав: С, — 81,2 %; С2 — 7,32 %; С3 - 3,13 %; С4 - 1,12 % и С5 - 6,14 %, углеводороды С5+ модели­ровались тремя фракциями: Ф, — 18 % (Ммол = 107); Ф2 — 79 % (Ммол = = 161)иФ3 = 3% (Ммод = 237). Начальные пластовые давление и темпера­тура равнялись соответственно 51 МПа и 113 °С.

Были получены данные по динамике конденсатогазового фактора (КГФ) и насыщенности перового пространства жидкой фазой. Давление начала конденсации практически равняется начальному пластовому давле­нию. Начальный КГФ составляет 420 г/м3 . При давлении максимальной конденсации 7,7 МПа КГФ = 45 г/м3 . Максимальное значение насыщенно­сти перового пространства жидкой фазой достигает 12 %. Коэффициент извлечения углеводородов С5 + при истощении до 2 МПа при данных плас­товых термобарических условиях не превышает 32 %.

Процесс закачки в пласт сухого газа был рассмотрен при следующих пластовых давлениях: 22; 16; 7,7; 6 и 3 МПа. При давлениях 22 и 16 МПа система находится на ветви ретроградной конденсации (рис. 1,35, а). Давление максимальной конденсации составляет 7,7 МПа, и при давлениях 6 и 3 МПа система расположена на ветви прямого испарения. Конден-сатогазовый фактор пластового флюида при давлениях 16 и 3 МПа одина­ков.

Методика расчета процесса вытеснения сухим газом пластовой системы основана на решении дифференциальных уравнений многоком­понентной фильтрации безытерационным численным методом в допу­щении изотермичности процесса, локального термодинамического равнове­сия и справедливости обобщенного закона Дарси для фаз.

Расчеты были проведены для линейной модели пласта длиной 3 м, по­ристостью 25 % и проницаемостью 4,7-10~15 м2 , заполненной при выбран­ных давлениях смесями, соответственно моделирующими пластовую смесь. Сухой газ моделировался метаном.

Метан в процессе фильтрации вытесняет равновесную пластовую газо­вую фазу и вызывает интенсивный массообмен между фазами, приводя­щий к существенному испарению ретроградного конденсата и снижению насыщенности перового пространства модели пласта углеводородной жид­костью. При этом насыщенность жидкой фазой всегда существенно ниже "критической", т.е. жидкая фаза неподвижна и весь массоперенос происхо­дит в газовой фазе.

Прокачка двух поровых объемов метана при давлении 22 МПа позво­ляет извлечь практически 100 % С2 —С4 и 32 % углеводородов С5+ . При этом фракция Ф, (Ммол = 107) извлекается на 72 %, Ф2 (М„т = 161) — на 19 %, а Ф3мол = 237) — на 9 %. При более низких пластовых давлениях прокачка двух поровых объемов модели пласта дает существенно более низкое извлечение углеводородов С5+ , а тяжелая фракция Ф3МОЛ = 237) практически не вытесняется.

Для сравнения эффективности процесса при разных пластовых давле­ниях следует привести объемы закачиваемого газа к одной единице изме­рения. В качестве такой единицы выбрано необходимое количество метана для прокачки одного перового объема пласта при давлении 22 МПа.

Расчеты показывают (рис. 1.35, б), что для давления 3 и 6 МПа (ветвь прямого испарения) для полного извлечения углеводородов С2 — С4 требует­ся существенно меньшее количество закачиваемого газа. Компоненты С5 — С8 (рис. 1.35, в) извлекаются при давлениях ниже давления максимальной конденсации полнее, чем при давлениях до максимальной конденсации ( в исследуемом диапазоне). И лишь наиболее тяжелые фракции (Ммол = 161 и выше) эффективно переходят в газовую фазу при более высоких пласто­вых давлениях. Так, для добычи всех запасов углеводородов С2 — С4 следует прокачать 0,3 относительной единицы измерения объема закачиваемого метана при давлении 3 МПа и около двух — при давлениях 16 и 22 МПа. Прокачка двух относительных единиц измерения метана позволяет извлечь 80 % фракции Ф, при давлениях воздействия 3 МПа, 65 % при 6 МПа, 60 % при 7,7 МПа, 57 % при 16 МПа и 72 % при 22 МПа. В целом, с учетом до­полнительного извлечения при истощении до более низких давлений, при равном количестве закачиваемого сухого газа извлечение углеводородов С5+ в диапазоне давлений 3 — 7,7 МПа соизмеримо с извлечением при воз­действии в диапазоне давлений 7,7 — 22 МПа (рис. 1.35, г).

Таким образом, исследования, с одной стороны, показали, что воздей­ствие на газоконденсатный пласт неравновесным газообразным агентом (сухой газ) в областях прямого испарения не снижает удельную компонентоотдачу (на 1 м3 закачиваемого газа) пласта по сравнению с воздействием при более высоких пластовых давлениях. С другой стороны, технико-эко­номические показатели такого процесса, особенно для месторождений с целевыми продуктами углеводородов С2 — С8 , могут оказаться существенно выше за счет снижения объемов консервируемого газа, возможности бес­компрессорной закачки и более высокого коэффициента охвата.

Был выполнен также большой объем теоретических и эксперимен­тальных исследований с целью научного обоснования таких методов повы­шения конденсатоотдачи при разработке ГКМ, которые базируются на учете особенностей группового и компонентного состава пластовой углево­дородной смеси, что позволяет повысить степень извлечения высокомоле­кулярных углеводородов этой смеси.

Как известно, многообразие составов природных газов определяет — наряду с особенностями вмещающих горных пород и термобарических ус­ловий залежей — физическое состояние в пласте газовой смеси, наличие и относительное содержание жидкой, а иногда твердой фазы в смеси. Есте­ственно, что от состава углеводородной смеси зависит и конденсатоотдача пласта при разработке его на режиме истощения.

Среди других составляющих особую роль в природных газовых сме­сях играют промежуточные углеводороды — этан, пропан, изо- и нормаль­ный бутан. Суммарное их содержание в газовых смесях газовых залежей составляет в среднем до 5 %, газоконденсатных 5 — 30 %; в растворенных газах нефтяных месторождений содержится от 10 —20 до 85 — 95 % проме­жуточных углеводородов [46, 16]. Количественное содержание в природных газах низкомолекулярных гомологов метана, в частности фракции С2 — С4 , определяется условиями образования газовой и жидкой углеводородной смеси из органического вещества осадочных нефтегазоматеринских пород, а также условиями миграции и накопления углеводородов в пористых плас­тах залежей. Значительное влияние на физико-химические свойства и фа­зовое состояние и поведение пластовых газов углеводородов фракции С2 — С4 обусловлено тем, что эти компоненты достаточно легко переходят из газового состояния в жидкое и обратно при изменении в пласте термоба­рических условий (табл. 1.22). Соответственно вовлекаются в межфазный массообмен другие компоненты смеси, в первую очередь с относительно близкими к промежуточным углеводородам свойствами. По данным работ [31, 45] существует прямая связь между содержанием в пластовой газовой смеси фракции С2 —С4 и выходом стабильного конденсата (С5 +) на первом этапе разработки некоторых ГКМ основных газодобывающих регионов стран СНГ.

Таблица 1.22

Некоторые физико-химические свойства низкомолекулярных алканов

Алканы

Показатели

метан

этан

пропан

изобутан

нормаль­ ный

нормаль­ ный

бутан

пентан

Химическая формула Молекулярная масса

16,04

30,07

С3 Н, 44,09

CQ 4Г) JO , l £ i

л-С4 Н,„ 58,12

«-С5 Н, 72,15

Температура кипения при

-161,3

-88,6

-42,2

-10,1

-0,5

+ 36,2

давлении 0, 1 МПа, °С

Критические параметры:

температура, К

190,8

305,3

369,9

408,1

425,2

469,7

давление, МПа

4,63

4,87

4,25

3,65

3,80

3,37

плотность, кг/м3

163,5

204,5

218,5

221,0

226,1

227,8

Теплота испарения при

570

490

427

352

394

341

давлении 0,1 МПа, кДж/кг

Результаты статистического анализа данных разработки ГКМ России и некоторых других стран СНГ, а также экспериментальные данные изуче­ния поведения рекомбинированных проб пластовых газоконденсатных смесей с использованием сосудов PVT-соотношений позволили специалис­там ВНИИГАЗа в свое время предложить обобщенную зависимость сред­них потерь стабильного конденсата (С5+ ) в пласте от потенциального со­держания конденсата в газе начального состава. Однако этой зависимости не всегда соответствуют газоконденсатные смеси, в которых значительно содержание неуглеводородных компонентов и (или) фракции С2 —С4 , или, напротив, содержание последней ниже "среднего". Во ВНИИГАЗе автором с сотрудниками исследована зависимость растворимости углеводородов С5+ в газе от содержания в смеси фракций С2 —С4 . Установлено, что давление начала конденсации смеси в большой степени зависит от содержания в смеси промежуточных углеводородов: чем их больше, тем при меньшем давлении начинается переход системы в двухфазное состояние. Таким об­разом, компоненты С2 , С3 , С4 способствуют смещению равновесия в газо-конденсатной смеси в сторону газовой фазы. Отсюда становится понятным механизм влияния промежуточных углеводородов на конденсатоотдачу пла­ста при прочих равных условиях.

В процессе экспериментальных и аналитических исследований по про­блеме повышения конденсатоотдачи пласта на завершающей стадии разра­ботки ГКМ ВНИИГАЗом были предложены методы воздействия на газо-конденсатный пласт путем нагнетания газообразных агентов, обогащенных промежуточными углеводородами [48, 49, 53, 45]. Сущность воздействия за­ключается в значительном смещении фазового равновесия в пластовой двухфазной системе в сторону жидкой фазы, что позволяет вовлечь в раз­работку запасы ретроградного углеводородного конденсата.

Дальнейшие исследования ВНИИГАЗа показали, что во многих случаях весьма технологичными являются методы воздействия на газоконденсатный пласт, основанные на принудительном смещении равновесия в сторону га­зовой фазы. Эти методы позволяют как повышать на 10 — 20 % продук­тивность добывающих скважин, так и извлекать не менее 10—15 % ретро­градного углеводородного конденсата, относимого при обычной разработ­ке месторождений на режиме истощения к неизвлекаемым потерям. Физи­ческое и математическое моделирование свидетельствовало о возможности (учитывая роль промежуточных углеводородов в массообменных процес­сах) установления оптимальной области пластовых давлений в ходе отбора запасов углеводородов на режиме истощения, когда следует осуществлять нагнетание газообразного агента для более эффективного извлечения рет­роградного конденсата путем его испарения.

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 м33 . 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.

Согласно принятому проекту в зоне контакта газ — нефть были про­бурены 24 нагнетательные скважины. Кроме того, под нагнетание переобо­рудовали восемь эксплуатационных скважин. Закачку воды начали 1 июля 1957 г. Темп нагнетания за 6 мес возрос с 6350 до 11 900 м3 /сут. К ноябрю 1957 г. между нефтяной и газовой зонами был образован сплошной водя­ной барьер. Пластовое давление начало повышаться.

Первоначально общую нефтеотдачу после окончания заводнения оце­нивали в 55 %. Фактический ход разработки показал, однако, что отдель­ные участки в пределах нефтяной оторочки слабо реагировали на закачку воды. Было установлено также, что в подошве продуктивного интервала имеется малопроницаемый пропласток, не охваченный вытеснением. С учетом этих обстоятельств было подсчитано, что коэффициент нефтеотда-чи по различным участкам составит от 55 до 40 % при среднем значении 47 %.

Ход разработки и достигнутые результаты подтвердили рациональ­ность барьерного заводнения на месторождении Адена. По расчетам, экс­плуатацией залежи на истощение можно извлечь максимум 30 % геологиче­ских запасов нефти. Таким образом, дополнительный прирост нефтеотда-чи за счет закачки воды уже к середине 1965 г. составил 10 %, а общий прирост — 17 %. Однако выигрыш, полученный благодаря применению ба­рьерного заводнения, этим не исчерпывается. В период разработки залежи на истощение промысел испытывал значительные затруднения, связанные с загазовыванием скважин. Скважины приходилось останавливать из-за превышения предельно допустимых газовых факторов. Поддерживать нор­мированный темп извлечения нефти при достигнутой нефтеотдаче 12 % оказалось невозможным. Это означало, что срок разработки залежи рас­тянулся бы на долгие годы. Барьерное заводнение радикально изменило по­ложение дел на промысле. Указанные затруднения отпали вскоре после за­качки воды.

Наряду с интенсификацией добычи нефти представилась возможность ввести в эксплуатацию газоконденсатную зону, что повысило экономич­ность системы разработки. Ликвидация прорывов газа в нефтяную зону улучшила коэффициент его утилизации.

Несмотря на высокую оценку эффективности барьерного заводнения, полнота использования запасов нефти не удовлетворяет компанию "Юнион ойл", которая разрабатывает месторождение Адена. В связи с этим компа­ния обратилась к третичным методам добычи. Лабораторными опытами было установлено, что в местных условиях для извлечения остаточной неф­ти целесообразно использовать метод смешивающегося вытеснения, преду­сматривающий образование в пласте оторочки из пропана и продвижение ее путем попеременной закачки газа и воды. Поэтому в 1962—1965 гг. про­вели два промышленных эксперимента, результаты которых показали, что основные затруднения на пути промышленного внедрения метода смешива­ющегося вытеснения связаны с регулированием коэффициента охвата.

На фоне общего потока воды от начального ГНК в глубь оторочки за­качиваемый через одиночные скважины пропан продвигался в этом же на­правлении узкими языками. Временное прекращение барьерного заводне­ния в полосе одного из опытных участков привело к локальному вторже­нию в эту зону газа из газоконденсатной шапки. Зафиксированы также быстрые прорывы газа, закачиваемого вслед за пропаном, в наблюдатель­ные скважины. Коэффициент вытеснения в охваченных зонах по расчету близок к 1, но коэффициенты охвата примерно в 4 раза ниже прогноз­ных.

Накопленный в ходе промышленных экспериментов опыт позволяет специалистам в общем оптимистично оценивать возможности смешиваю­щегося вытеснения остаточной нефти. Предположительно на 1 м3 закачан­ного пропана можно добыть 2 м3 нефти. Соотношение затрат и прибылей в этом случае оказывается выгодным. Поэтому можно было ожидать, что после окончания заводнения приступят к третичной разработке месторож­дения Адена.

Прогрессивная технология барьерного заводнения с использованием загустителя воды была испытана на нефтегазовом месторождении Норт Ист Холсвил (США).

Залежь Крейн месторождения расположена в округе Харисон (штат Техас) и приурочена к оолитовым известнякам, залегающим на глубине 2100 м. Она была открыта в 1950 г. и считалась газовой, пока в 1956 г. не была обнаружена нефтяная оторочка.

Продуктивный интервал представлен двумя тонкими пропластками с окнами слияния в пределах нефтяной оторочки. Средняя эффективная мощность равна 2,4 м, пористость коллекторов — 17 %, проницаемость 50-10-15 м2 . В структурном отношении залежь представляет собой пологую моноклиналь вытянутой формы. Площадь продуктивности оценивается в 6,9 тыс. га, из них 2,8 тыс. га занимает оторочка. Начальные запасы нефти составляли 2,7 млн. м3 . Нефть легкая, летучая.

Добыча газа до обнаружения нефтяной оторочки вызвала смещение ее вверх по структуре. Четкого контакта газ —нефть к 1956 г. уже не было, а образовалась широкая переходная зона в интервале отметок от —1920 до —1950 м.

Оторочку быстро разбурили и ввели в эксплуатацию. Нефть, однако, продолжала мигрировать в газовую шапку. Пластовое давление снижалось быстрее, чем это могло быть вызвано отбором нефти. Наряду со смещени­ем оторочки наблюдались локальные прорывы в нее газа. Большинство скважин работало с ГФ более 3500 м33 , и поэтому дебиты их были резко ограничены.

В такой ситуации единственным реальным методом, способным оста­новить миграцию нефти, было признано барьерное заводнение. Проведен­ные расчеты показали, однако, что водяной барьер окажется недостаточно эффективным. Закачиваемая вода в сложившихся условиях будет вторгать­ся в основном в газовую зону и полностью остановить нефть не сможет. Возникла идея загустить воду с помощью водорастворимого полимера. В результате лабораторных и промысловых экспериментов сделан вывод о том, что для создания эффективного барьера между нефтяной и газовой зонами в закачиваемую воду достаточно ввести 0,025 % частично гидролизованного полиакриламида типа пушер.

Под закачку воды перевели две газовые скважины, которые вместе с двумя дополнительно пробуренными создали довольно плотный "барьер­ный" ряд, примерно отвечавший текущему положению ГНК. В мае 1963 г. через скв. 37-2 и 35-1 начали закачивать воду с расходом 480 м3 /сут. В ноябре в воду стали вводить полимер, поддерживая его концентрацию на уровне 0,025 %. Из промежуточных скв. 36-1 и 37-3 в начальный период заводнения отбирали жидкость и газ для ускоренного образования барье­ра.

В январе 1965 г., после того как было закачано 67 т пушера, перешли к нагнетанию пресной воды. В октябре 1967 г. под закачку переоборудова­ли скв. 36-1 и 37-3. К этому времени выяснилось, что дебиты эксплуатаци­онных нефтяных скважин, расположенных по соседству с барьером, за­метно выросли, а газовый фактор снизился с нескольких тысяч до 60 м33 . На фронте вытеснения, судя по этим изменениям, сформировался нефтяной вал. Последнее явилось неожиданностью, поскольку из-за высо­кой газонасыщенности коллектора на образование нефтяного вала здесь не рассчитывали.

Одновременно с барьерным начали осуществлять площадное заводне­ние центральной части оторочки. Для этого под нагнетание оборудовали шесть скважин, приемистость которых составляла в среднем 320 м3 /сут. Через пять месяцев было зафиксировано влияние заводнения на работу скв. 25-1, 20-1, 10-1 и 11-1. Период безводной добычи был непродолжительным. Из-за неоднородности пласта прорывы воды происходили при низ­ких коэффициентах охвата.

Сопоставление показателей разработки центральной части нефтяной оторочки и полосы, прилегающей к барьеру, дало основание считать, что закачка полимера гасит гетерогенную неустойчивость вытеснения. В связи с этим было принято решение закачать в центральные нагнетательные скважины порции полимерного раствора повышенной концентрации, что­бы блокировать промытые водой зоны пласта. Эту операцию начали в ию­ле 1964 г. В течение 80 сут в скв. 12-1, 15-1, 44-1 и 66-1 закачивали 0,05 %-ный раствор пушера, затем перешли к нагнетанию воды. Спустя два меся­ца было зафиксировано значительное повышение дебитов и снижение об-водненности нефти по скв. 10-1 и 11-1. Остальные эксплуатационные сква­жины на закачку полимера реагировали слабо.

К ноябрю 1965 г. полимерное заводнение распространили на западную часть нефтяной оторочки. Здесь с самого начала закачивали 0,025 %-ный раствор пушера, причем общий его объем составил 8 % объема пор участ­ка. Показатели разработки этого участка оказались лучше, чем централь­ного. Это подтверждает известное положение, что при закачке полимера в локально обводненный пласт достигается меньший эффект. Закачивать по­лимер выгоднее с самого начала операции по поддержанию пластового дав­ления.

Период эксплуатации на истощение характеризуется быстрым сниже­нием пластового давления и дебитов нефти, ростом ГФ. Максимальный ме­сячный отбор (6,75 тыс. м3 ) наблюдался в марте 1959 г., а к 1963 г. добыча нефти снизилась до 0,95 тыс. м3 /мес. С началом заводнения отмечена ста­билизация, а в дальнейшем — повышение пластового давления с 9,8 до 13,7 МПа. По мере расширения масштабов воздействия на залежь росли отборы нефти, которые к середине 1966 г. достигли 12,6 тыс. м3 /мес. Средний газовый фактор упал с 2300 до 180 м33 . На 01.01.1969 г. из зале­жи было добыто 650 тыс. м3 нефти, из них 450 тыс. м3 получено за счет полимерного заводнения.

При оценке эффективности полимерного заводнения продуктивную площадь разбили на семь участков, выделенных с учетом истории их раз­работки. Для каждой эксплуатационной скважины рассчитали предельный отбор нефти путем экстраполяции графиков дебитов, которые в настоя­щее время повсюду имеют тенденцию к постепенному снижению. Сумми­рованием оценили предельную нефтеотдачу по участкам и сопоставили по­следнюю с расходом полимера. При этом было установлено, что закачка пушера в количестве меньше 18,5 кг/(га-м) практически не повышает эф­фективность вытеснения нефти. Для участка № 5, расположенного в цент­ральной части оторочки, где расход полимера составил около 9 кг/(га-м), удельная нефтеотдача оценивается в 90 м3 /(га-м), что близко по эффектив­ности к простому заводнению — 83 м3 /(га-м).

Максимальный эффект — 211 м3 /(га-м) — ожидается на участке № 2, где расход полимера составил 38,5 кг/(га-м). На соседнем с ним участке № 3 было закачано еще больше полимера — 42,5 кг/(га-м), но из-за того, что этой операции предшествовало простое заводнение, нефтеотдача здесь бу­дет ниже —128 м3 /(га-м).

В среднем по залежи рассчитывают получить по 127 м3 /(га-м) нефти, что в 2,5 раза превышает прогнозную нефтеотдачу, достигаемую при раз­работке оторочки на естественном пластовом режиме. Прирост нефтеотдачи за счет загущения воды полимером составит 36 мэ /(га-м). В расчете на 1 м3 добытой нефти затраты на полимер оцениваются в 2,07 долл. Несмот­ря на приближенность расчета экономических показателей, полимерное заводнение на данном месторождении оказалось выгодным.

Опыт разработки залежи Крейн показывает, насколько эффективным может быть оперативное изменение системы воздействия на нефтегазо-конденсатные пласты. Здесь была применена уникальная технология добы­чи нефти, но особенно важно то, что к ней пришли в результате система­тических наблюдений за состоянием оторочки при различных способах воздействия на пласт. Загущение воды полимером с целью создания устой­чивого барьера между нефтяной и газовой зонами само по себе является крупным достижением в области совершенствования барьерного заводне­ния. Это мероприятие, к тому же, позволило установить, что в местных условиях закачка полимера значительно улучшает коэффициент охвата. Распространение полимерного заводнения на всю нефтенасыщенную зону весьма благоприятно сказалось на нефтеотдаче. В то же время следует от­метить, что не удалось остановить движение оторочки регулированием де-битов путем форсированного отбора нефти.

Ю.В. Желтое, В.М. Рыжик, В.Н. Мартос предложили также способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения путем частичного под­держания пластового давления в газовой шапке за счет барьерного завод­нения и регулируемых отборов нефти и газа. Согласно этому способу "су­хого поля" в течение определенного периода времени в зону ГНК нагнета­ется вода [10]. Одновременно осуществляется разработка нефтяной ото­рочки и газовой шапки. При этом темпы отбора нефти из оторочки и газа с конденсатом из газовой шапки устанавливаются такими, чтобы к концу выработки основных запасов нефти часть газоконденсатной зоны осталась необводненной. После прекращения закачки воды нефтяную оторочку продолжают разрабатывать на истощение до заданного предела обводнен-ности продукции. В это же время идет интенсивный отбор газа из зоны "сухого поля". Поскольку даже частичного поддержания давления после прекращения нагнетания воды не ведется, в результате отбора нефти и га­за пластовое давление достаточно быстро снижается, а газонасыщенный объем обводненной зоны увеличивается и соответственно происходит вне­дрение воды из этой зоны в "сухое поле". После достижения порога гидро­динамической подвижности защемленный газ обводненной зоны начинает фильтроваться не только в составе внедряющейся воды, но и как сплошная свободная фаза, обеспечивая увеличение дебитов газа эксплуатационных скважин. Авторы способа признают, что рассчитанные темпы добычи газа с конденсатом могут оказаться слишком низкими. В этом случае рекомен­дуется устанавливать отборы нефти и газа в соответствии с существующи­ми потребностями, но после обводнения заранее установленной части газо­конденсатной шапки "сухое поле" следует законсервировать. Размеры "су­хого поля" можно выбрать с таким расчетом, чтобы к моменту предельно­го снижения давления полного обводнения этого поля не произошло и имелась бы возможность в период доразработки залежи отбирать газ без воды. Экспериментальные исследования авторов способа показали, что в этом случае размеры "сухого поля" должны быть значительными.

Период доразработки будет сопровождаться снижением давления, в частности, в зоне "сухого поля". Соответственно будет уменьшаться конденсатосодержание добываемого газа. Отсюда следует, что для оптимизации не только доразработки, но и разработки в целом объекта необхо­димо сравнить ожидаемые показатели для нескольких вариантов, разли­чающихся объемами нагнетания воды и размерами "сухого поля" к мо­менту прекращения поддержания давления. Очевидно, эти расчеты долж­ны носить конкретный характер с учетом характеристики объекта разра­ботки.

Эксперименты показали, что доля воды в продукции оказывается до­пустимой после снижения насыщенности пласта на 10—15 %.Таким обра­зом, если после обводнения "сухого поля" средняя водонасыщенность плас­та снизится на подобную величину, обводнившиеся ранее скважины могут быть пущены в работу и будут фонтанировать газом с водой. По мере от­бора из пласта воды и снижения его водонасыщенности обводненность продукции будет непрерывно снижаться.

В некоторых случаях на нефтегазоконденсатных месторождениях мо­жет оказаться целесообразным применение законтурного заводнения. При рассмотрении этого способа обычно возникают опасения потерь нефти из-за вторжения ее в газонасыщенную зону, и для предотвращения этого принимают специальные меры. Законтурное заводнение служит прежде всего целям повышения нефтеотдачи и в случае мощных нефтяных оторо­чек может дать значительный технико-экономический эффект.

Как известно, в газоконденсатных шапках нефтегазоконденсатных за­лежей может присутствовать так называемая остаточная (погребенная) нефть, причем насыщенность ею перового пространства и ее запасы могут быть значительными [15, 28, 58]. Это обстоятельство заставляет изменить устоявшуюся точку зрения на недопустимость вторжения нефтяной ото­рочки в газоконденсатную зону. Результаты проведенного Ю.В. Желтовым и В.Н. Мартосом экспериментального исследования закономерностей дви­жения оторочек позволили предложить способ разработки нефтегазокон­денсатных залежей с преднамеренным принудительным смещением нефтя­ных оторочек в купол залежи. Смысл предложенного способа состоит в том, что при достаточно высокой насыщенности пласта погребенной неф­тью (примерно 25 % и больше от объема пор) будет происходить накопле­ние нефти в оторочке. За счет добычи погребенной нефти общая нефтеот-дача может превысить начальные запасы оторочки. При менее высоких насыщенностях размеры оторочки по мере ее движения сокращаются, од­нако и в этом случае может быть получена сравнительно высокая нефтеот-дача. Единственным непременным условием применения этого способа яв­ляется поддержание в залежи начального давления.

Размещение эксплуатационных скважин при применении способа принудительного смещения нефтяной оторочки должно производиться с учетом физико-геологических особенностей залежи. Во-первых, нужно иметь в виду то обстоятельство, что при высокой насыщенности пласта погребенной нефтью нефтеотдача будет возрастать с увеличением пути пе­ремещения оторочки, а при низкой — снижаться. Во-вторых, нужно учи­тывать, что газ вытесняется углеводородными жидкостями значительно бо­лее полно, чем водой. Этот факт установлен рядом исследователей и под­тверждается нашими экспериментами. Это означает, что при принудитель­ном смещении оторочек в период поддержания давления может быть полу­чена более высокая газоотдача и конденсатоотдача, чем при барьерном за­воднении. Естественно, что полнота извлечения конденсата должна возрас­тать с увеличением пути перемещения оторочки. На основании таких характеристик залежи, как насыщенность пласта погребенной нефтью, потенциальное содержание конденсата в газе, запасы газа, конденсата и нефти, размеры газоконденсатной и нефтяной зон, ве­личина ретроградных потерь конденсата при снижении давления и т. д., в каждом отдельном случае можно определить оптимальный масштаб смеще­ния оторочки с целью максимального использования общих запасов зале­жи. В соответствии с этим и должно производиться размещение эксплуата­ционных скважин по залежи, устанавливаться темпы закачки воды и отбо­ров нефти.

Частичное смещение оторочки в газоконденсатную шапку может ока­заться целесообразным и в случаях узких оторочек. Такие оторочки могут иметь большой этаж нефтеносности и сосредоточивать значительные запа­сы нефти. Обычно их разбуривание представляет значительные трудности. Следствием этого является неравномерность дренирования нефтяной зоны, что приводит к дополнительным потерям нефти в пласте. Регулируемое смещение оторочек устраняет необходимость точной проводки скважин: они могут быть пробурены вблизи газонефтяного контакта и вводятся в эксплуатацию по мере прорыва в них нефти.

Сравнивая преимущества и недостатки способов барьерного заводне­ния и принудительного смещения оторочек, Ю.В. Желтов, В.М. Рыжик, В.Н. Мартос отмечают следующее. Первый из них характеризуется воз­можностью маневрирования очередностью и интенсивностью извлечения запасов нефти и газа с конденсатом, обеспечивает высокие конечные ре­зультаты разработки залежей и может быть рекомендован к широкому применению. Область применения способа принудительного смещения ото­рочек ограничена, но в определенных условиях он может обеспечить наи­более полное использование запасов в сравнении с прочими способами разработки, в том числе и в сравнении с барьерным заводнением. Наибо­лее важными условиями, определяющими целесообразность его примене­ния, являются величина насыщенности пласта погребенной нефтью, потен­циальное содержание конденсата в газе и соотношение запасов нефтяной и газоконденсатной зон залежи.

Заслуживают внимания комбинированные способы заводнения нефте-газоконденсатных залежей. В случае мощных нефтяных оторочек целесо­образно поддерживать давление закачкой воды на газонефтяной и водо-нефтяной контакты одновременно.

Двухстороннее заводнение нефтяных оторочек способствует более равномерному поддержанию давления по площади, и это благоприятно ска­зывается на нефтеотдаче. Иногда с этой целью прибегают еще и к площад­ному заводнению оторочки.

На наш взгляд, площадное заводнение может служить также способом доразработки нефтяных оторочек, которые при первичной эксплуатации были истощены неравномерно по площади. При применении систем «на истощение» давления такое положение часто имеет место из-за неконтро­лируемого вторжения нефти в газонасыщенную зону (с прорывами воды через оторочку) или из-за низкого коэффициента охвата при использова­нии режима газовой шапки. При этих способах в конечном счете целост­ность оторочек нарушается, и последние представляют собой отдельные невыработанные участки, разобщенные зонами локальных прорывов газа и воды.

Применяя, например, пятиточечные элементы площадного заводнения на этих участках, можно повысить нефтеотдачу и в какой-то мере компен­сировать ущерб, нанесенный запасам нефти при первичной разработке за­лежи «на истощение».

Закачка воды в нефтегазоконденсатный пласт может быть использова­на не только как средство поддержания давления, но и для регулирования равномерности перемещения газонефтяного контакта при разработке ото­рочек на режиме газовой шапки. Поэтому представляется целесообразным в загазованные нефтяные скважины закачивать (возможно, периодически) порции воды. Искусственное снижение фазовой проницаемости для газа в зонах локальных прорывов его в оторочку замедляет развитие языков газа, благодаря чему улучшаются коэффициенты охвата по площади и разрезу.

Следует иметь в виду, что применение способов поддержания давления закачкой воды предопределяет необходимость проведения детальных ис­следований термодинамических и фильтрационных процессов в нефтегазо-конденсатных системах в пластовых условиях. При выборе способа и со­ставлении проекта разработки залежи нужно иметь количественные сведе­ния об изменении свойств жидкостей и газа в зависимости от давления (вязкость, плотность, объемный коэффициент, растворимость и т.д.), о фазовых проницаемостях в тройных системах: газ — конденсат — вода, газ — нефть — вода, о влиянии условий вытеснения на полноту отбора из пласта нефти и газа с конденсатом и т.д.

При применении способов заводнения на нефтегазоконденсатных за­лежах особо важное значение приобретает контроль за состоянием плас­товых жидкостей и движением границ оторочек. Систематический кон­троль позволит вовремя предупреждать развитие нежелательных процессов в пласте, выяснять и оперативно устранять недостатки принятой системы. Именно это в конечном счете определяет эффективность разработки мес­торождения.

Р.И. Медведский, А.Б. Кряквин, В.П. Балин, Ю.Ф. Юшков [44] при анализе перспектив разработки газоконденсатонефтяных месторождений Западной Сибири считали наиболее приемлемым методом поддержания пластового давления заводнение (законтурное, площадное, барьерное и их комбинации). Рассмотрев все существующие и предложенные варианты за­воднения, эти авторы подчеркивают, что возможность применения того или иного варианта определяется конкретным геологическим строением и коллекторскими свойствами пласта, особенностями начального состояния пластовой системы. Отсюда они сделали вывод, что для нефтегазоконден­сатных месторождений Западной Сибири ни один из способов заводнения в чистом виде не может быть рекомендован и требуется изыскивать новые модификации заводнения, позволяющие рационально эксплуатировать об­ширные подгазовые зоны небольшой толщины. Было сделано предположе­ние, что наиболее эффективным подходом с точки зрения повышения нефтеотдачи и интенсификации нефтедобычи может явиться комбинация нескольких методов воздействия, в первую очередь сочетание физико-хи­мических методов блокирования газа с направленным гидроразрывом плас­та и заводнением.

С.Н. Закиров и P.M. Кондрат [13] полагают, что активное воздействие на процесс разработки месторождений природных газов при водонапор­ном режиме должно обеспечить регулирование продвижения пластовых вод, снижение размеров заводненной зоны пласта и количества защемлен­ного в ней газа. Оно достигается эксплуатацией обводненных газовых скважин. Для реализации технологии активного воздействия на водонапор­ный режим необходимо создать сетку добывающих и контрольно-наблю­дательных скважин, охватывающую всю площадь газоносности. Первона­чально из скважин отбирают газ. По мере появления воды в добываемой продукции применяют методы интенсификации выноса жидкости на по­верхность. При этом обязательным условием успешного внедрения техно­логии является сохранение режимов эксплуатации скважин, поддерживав­шихся до начала их обводнения, а при необходимости перевод скважин на форсированный режим отбора газа и воды. Вокруг забоя каждой обвод­ненной скважины по мере отбора воды и газа образуется зона понижен­ного давления. Согласно результатам проведенных С.Н. Закировым и P.M. Кондратом лабораторных экспериментов, при снижении давления в обводненных объемах пласта защемленный газ сначала расширяется, оста­ваясь практически неподвижным. После снижения давления на 23 — 37 % по отношению к давлению заводнения весь объем газа, получаемый при его расширении, становится подвижным. Защемление газа в пористой среде, последующее его расширение и движение приводят к существенному сни­жению фазовой проницаемости для воды — в 10—100 раз и более. В ре­зультате эксплуатации обводненных скважин замедляется продвижение пластовых вод в зоне их расположения, что способствует выравниванию контура газоносности. Одновременно с выполнением задач регулирования в разработку вовлекается газ из зон пласта, обойденных и отсеченных фронтом воды, и из заводненной зоны извлекается часть защемленного га­за как за счет отбора его вместе с водой, так и за счет поступления в газо­насыщенную часть пласта. Таким образом, в предложенном методе актив­ного воздействия на процесс разработки газовых месторождений отрица­тельные последствия проявления водонапорного режима — защемление га­за водой — используются для регулирования продвижения пластовых вод и повышения коэффициента газоотдачи. Применительно к месторождениям, разработка которых закончена при полном обводнении всех скважин, или к месторождениям, вступившим в завершающую стадию эксплуатации, тех­нология активного воздействия на водонапорный режим реализуется путем организации вторичной добычи газа из обводненных пластов. Исходя из результатов лабораторных экспериментов, для получения положительного эффекта давление в обводненных пластах необходимо снизить ниже значе­ния, соответствующего максимуму газожидкостного фактора (примерно 0,25 — 0,30 от давления заводнения).

Теоретические исследования технологии активного воздействия на во­донапорный режим проведены на примере Битковского газоконденсатного месторождения [19]. За период разработки из месторождения извлечено 71,2 % газа, в обводненной зоне защемлено 17,3 % от начальных и 57 % от остаточных запасов газа. Расчетные данные показывают, что в период доразработки месторождения (без регулирования продвижения пластовых вод) коэффициент газоотдачи по остаточному газу составит всего 21,18 %, а при совместном отборе из скважин газа с водой в зависимости от вари­анта их эксплуатации он будет изменяться от 47,8 до 58,9 % [20].

Заводнение является одним из возможных направлений повышения углеводородоотдачи и при разработке газоконденсатных месторождений. Те­оретические и экспериментальные исследования показывают, что в области изменения давления заводнения от начального до давления начала конденса­ции углеводородной смеси коэффициент конденсатоотдачи постепенно увеличивается по мере снижения давления, достигая максимального значения при давлении начала конденсации. Ретроградная конденсация углеводород­ной смеси сопровождается уменьшением коэффициента конденсатоотдачи, что связано с защемлением водой всего выпадающего в пористой среде конденсата. После достижения определенного (критического) значения на­сыщенности пор пласта выпавшим конденсатом, которое в экспериментах С.Н. Закирова и P.M. Кондрата на моделях несцементированных пористых сред равно 0,025 — 0,06, часть его начинает вытесняться водой из пористой среды с образованием впереди фронта воды оторочки. Это приводит к за­медлению темпа снижения коэффициента конденсатоотдачи, который, до­стигнув минимального значения, увеличивается. Результаты проведенных исследований показывают, что наиболее рациональным является заводне­ние при давлениях, близких к давлению начала конденсации углеводород­ной смеси, а также при пониженных пластовых давлениях в условиях на­личия в пористой среде выпавшего конденсата. Согласно эксперименталь­ным данным, закачка перед фронтом воды оторочки углеводородного рас­творителя, водогазовых смесей, раствора ПАВ и последовательное нагнета­ние водного раствора ПАВ и газа способствуют повышению коэффициента извлечения конденсата по сравнению с закачкой только воды. Высокие значения коэффициента конденсатоотдачи могут быть достигнуты при за­воднении в условиях конденсации в пласте тяжелых фракций углеводород­ного конденсата и частичной гидрофобизации ими поверхности поровых каналов, а также при давлениях, соответствующих минимальным значени­ям плотности и вязкости выпавшего в пласте конденсата. Эффективность заводнения газоконденсатных пластов подтверждена теоретическими иссле­дованиями, проведенными для условий горизонта В-16 Гадячского газокон-денсатного месторождения.

Предложенная технология активного воздействия на процесс разра­ботки газоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками включа­ет отбор газоконденсатной смеси через добывающие скважины, располо­женные в своде структуры, обратную закачку в пласт всего конденсата че­рез нагнетательные скважины, расположенные на границе раздела газовой и нефтяной зон, и обратную закачку сухого газа через другую сетку нагне­тательных скважин, расположенных выше по напластованию. После созда­ния оторочки конденсата требуемого размера (примерно 20 — 25 % от объе­ма нефтенасыщенных пор) переходят на закачку воды через первую сетку нагнетательных скважин. Отбор нефти производят после образования в пласте оторочки конденсата, а в случае большой разности между началь­ным пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом — с мо­мента ввода месторождения в разработку.

Применительно к разработке газоконденсатных месторождений с ос­таточной нефтью предложенная технология повышения коэффициента углеводородоотдачи предусматривает первоначальное извлечение газоконден­сатной смеси в режиме истощения до момента снижения пластового давле­ния до значения, соответствующего максимальной насыщенности пористой среды остаточной нефтью и выпавшим конденсатом. Затем в пласт закачи­вают вытесняющий агент (газ, воду), поддерживая давление постоянным. В рассмотренном случае для повышения эффективности извлечения остаточ­ной нефти используется отрицательное последствие разработки газокон­денсатных месторождений на режиме истощения — выпадение в пласте уг­леводородного конденсата. скважин. Для реализации технологии активного воздействия на водонапор­ный режим необходимо создать сетку добывающих и контрольно-наблю­дательных скважин, охватывающую всю площадь газоносности. Первона­чально из скважин отбирают газ. По мере появления воды в добываемой продукции применяют методы интенсификации выноса жидкости на по­верхность. При этом обязательным условием успешного внедрения техно­логии является сохранение режимов эксплуатации скважин, поддерживав­шихся до начала их обводнения, а при необходимости перевод скважин на форсированный режим отбора газа и воды. Вокруг забоя каждой обвод­ненной скважины по мере отбора воды и газа образуется зона понижен­ного давления. Согласно результатам проведенных С.Н. Закировым и P.M. Кондратом лабораторных экспериментов, при снижении давления в обводненных объемах пласта защемленный газ сначала расширяется, оста­ваясь практически неподвижным. После снижения давления на 23 — 37 % по отношению к давлению заводнения весь объем газа, получаемый при его расширении, становится подвижным. Защемление газа в пористой среде, последующее его расширение и движение приводят к существенному сни­жению фазовой проницаемости для воды — в 10 — 100 раз и более. В ре­зультате эксплуатации обводненных скважин замедляется продвижение пластовых вод в зоне их расположения, что способствует выравниванию контура газоносности. Одновременно с выполнением задач регулирования в разработку вовлекается газ из зон пласта, обойденных и отсеченных фронтом воды, и из заводненной зоны извлекается часть защемленного га­за как за счет отбора его вместе с водой, так и за счет поступления в газо­насыщенную часть пласта. Таким образом, в предложенном методе актив­ного воздействия на процесс разработки газовых месторождений отрица­тельные последствия проявления водонапорного режима — защемление га­за водой — используются для регулирования продвижения пластовых вод и повышения коэффициента газоотдачи. Применительно к месторождениям, разработка которых закончена при полном обводнении всех скважин, или к месторождениям, вступившим в завершающую стадию эксплуатации, тех­нология активного воздействия на водонапорный режим реализуется путем организации вторичной добычи газа из обводненных пластов. Исходя из результатов лабораторных экспериментов, для получения положительного эффекта давление в обводненных пластах необходимо снизить ниже значе­ния, соответствующего максимуму газожидкостного фактора (примерно 0,25 — 0,30 от давления заводнения).

Теоретические исследования технологии активного воздействия на во­донапорный режим проведены на примере Битковского газоконденсатного месторождения [19]. За период разработки из месторождения извлечено 71,2 % газа, в обводненной зоне защемлено 17,3 % от начальных и 57 % от остаточных запасов газа. Расчетные данные показывают, что в период до-разработки месторождения (без регулирования продвижения пластовых вод) коэффициент газоотдачи по остаточному газу составит всего 21,18 %, а при совместном отборе из скважин газа с водой в зависимости от вари­анта их эксплуатации он будет изменяться от 47,8 до 58,9 % [20].

Заводнение является одним из возможных направлений повышения утлеводородоотдачи и при разработке газоконденсатных месторождений. Те­оретические и экспериментальные исследования показывают, что в области изменения давления заводнения от начального до давления начала конденса­ции углеводородной смеси коэффициент конденсатоотдачи постепенно уве- личивается по мере снижения давления, достигая максимального значения при давлении начала конденсации. Ретроградная конденсация углеводород­ной смеси сопровождается уменьшением коэффициента конденсатоотдачи, что связано с защемлением водой всего выпадающего в пористой среде конденсата. После достижения определенного (критического) значения на­сыщенности пор пласта выпавшим конденсатом, которое в экспериментах С.Н. Закирова и P.M. Кондрата на моделях несцементированных пористых сред равно 0,025 — 0,06, часть его начинает вытесняться водой из пористой среды с образованием впереди фронта воды оторочки. Это приводит к за­медлению темпа снижения коэффициента конденсатоотдачи, который, до­стигнув минимального значения, увеличивается. Результаты проведенных исследований показывают, что наиболее рациональным является заводне­ние при давлениях, близких к давлению начала конденсации углеводород­ной смеси, а также при пониженных пластовых давлениях в условиях на­личия в пористой среде выпавшего конденсата. Согласно эксперименталь­ным данным, закачка перед фронтом воды оторочки углеводородного рас­творителя, водогазовых смесей, раствора ПАВ и последовательное нагнета­ние водного раствора ПАВ и газа способствуют повышению коэффициента извлечения конденсата по сравнению с закачкой только воды. Высокие значения коэффициента конденсатоотдачи могут быть достигнуты при за­воднении в условиях конденсации в пласте тяжелых фракций углеводород­ного конденсата и частичной гидрофобизации ими поверхности поровых каналов, а также при давлениях, соответствующих минимальным значени­ям плотности и вязкости выпавшего в пласте конденсата. Эффективность заводнения газоконденсатных пластов подтверждена теоретическими иссле­дованиями, проведенными для условий горизонта В-16 Гадячского газокон-денсатного месторождения.

Предложенная технология активного воздействия на процесс разра­ботки газоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками включа­ет отбор газоконденсатной смеси через добывающие скважины, располо­женные в своде структуры, обратную закачку в пласт всего конденсата че­рез нагнетательные скважины, расположенные на границе раздела газовой и нефтяной зон, и обратную закачку сухого газа через другую сетку нагне­тательных скважин, расположенных выше по напластованию. После созда­ния оторочки конденсата требуемого размера (примерно 20 — 25 % от объе­ма нефтенасыщенных пор) переходят на закачку воды через первую сетку нагнетательных скважин. Отбор нефти производят после образования в пласте оторочки конденсата, а в случае большой разности между началь­ным пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом — с мо­мента ввода месторождения в разработку.

Применительно к разработке газоконденсатных месторождений с ос­таточной нефтью предложенная технология повышения коэффициента углеводородоотдачи предусматривает первоначальное извлечение газоконден­сатной смеси в режиме истощения до момента снижения пластового давле­ния до значения, соответствующего максимальной насыщенности пористой среды остаточной нефтью и выпавшим конденсатом. Затем в пласт закачи­вают вытесняющий агент (газ, воду), поддерживая давление постоянным. В рассмотренном случае для повышения эффективности извлечения остаточ­ной нефти используется отрицательное последствие разработки газокон­денсатных месторождений на режиме истощения — выпадение в пласте уг­леводородного конденсата.

Р.М. Кондратом [19] достаточно подробно описаны особенности раз­работки Битковского и Гадячского газоконденсатных месторождений (Ук­раина) с применением заводнения.

Газоносные пласты Битковского газоконденсатного месторождения (Украина) приурочены к отложениям ямненской, манявской и выгодско-пасечнянской свит складки "Глубинная", залегающим на глубинах 1900 — 2800 м. Выше по разрезу в менилитовых отложениях этой же складки со­держится нефть. Продуктивные отложения представлены чередованием пе­счаников, известняков, глинистых сланцев, алевролитов, аргиллитов и гравелитов. В каждой из свит насчитывается от 2 до 20 песчаных пропластков толщиной от 1 до 22 м. Газоносные пласты характеризуются низкими коллекторскими свойствами (пористость составляет в среднем 0,12, проницае­мость по промысловым данным (2*15)-10"14 м2 ) и высокой неоднороднос­тью. Среднее значение коэффициента начальной газонасыщенности равно 0,7. В уплотненных песчано-алевролитовых породах развиты трещины. Трещинная пористость невелика, составляет 0,002 — 0,04 , но играет решаю­щую роль в проницаемости коллекторов.

Месторождение пластово-массивного типа с размерами 2500—6000 м по короткой и 18000 м по длинной осям складки. Поперечными нарушени­ями оно разбито на шесть блоков (с севера на юг): Старунский (I), Бачен-ский (II), Битковский (III), Пасечнянский (IV), Любижнянский (V) и Юго-За­падный (VI). Экранирующим является только нарушение, отделяющее Ста­рунский блок. Начальный газоводяной контакт был единым для всех бло­ков на абсолютной отметке минус 1945 м. Начальное пластовое давление, приведенное к плоскости начального контура газоносности, составляло 30,35 МПа, начальные запасы газа— 45-109 м3 , начальное содержание кон­денсата в газе — 62 г/м3 .

Месторождение приурочено к замкнутому водоносному бассейну, представленному в пределах отдельных блоков изолированными гидродина­мическими системами. Пластовые воды относятся к хлоркальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппе. Минерализация воды изменяется от 120 до 220 кг/м3 , составляя в среднем 168 кг/м3 .

Месторождение введено в разработку в 1962 г. Максимальный уровень добычи газа достигнут в 1968 г. и составил 7,88 % от начальных запасов газа, утвержденных в ГКЗ. В 1989 г. добыто 0,82 % газа от начальных запа­сов. На 01.01.90 г. из месторождения извлечено с потерями 79,7 % газа и 44,5 % конденсата. Суммарный отбор пластовой воды равен 165 598 м3 . Среднее пластовое давление составляет 5,5 МПа. По площади газоносности оно распределено неравномерно и изменяется от 4,8 МПа в Битковском блоке до 8,9 МПа в Юго-Западном блоке.

Месторождение разрабатывается при водонапорном режиме. В конце 1967 г. начали обводняться приконтурные скважины 400 и 450. На 01.01.90 г. из 61 скважины, пробуренной в пределах начального контура газоноснос­ти, 6 ликвидированы по геологическим и техническим причинам, 17 — вследствие обводнения, 7 обводненных скважин переведены в контрольные. В фонде добывающих числятся 32 скважины. По данным за декабрь 1989 г., пять скважин (24, 28, 45, 385, 478) эксплуатируются • газлифтным способом (периодически или непрерывно) с дебитом газа 5 — 95 тыс. м3 /сут, восемь (9, 25, 26, 435, 457, 464, 473, 476) эксплуатируются периодически или ра­ботают барботажным газом с дебитом 1—5 тыс. м3 /сут. По остальным скважинам дебиты газа изменяются от 18 до 77 тыс. м3 /сут. Среднее рабочее давление по скважинам составляет 0,7 — 5,8 МПа, давление в затрубном пространстве 0,7 — 6,7 МПа, водный фактор 8-10~6 — 49-Ю"6 м33 .

Результаты промыслово-геофизических и термогазодинамических ис­следований скважин показывают, что обводнение происходило за счет как общего подъема газоводяного контакта, так и опережающего перемещения фронта воды по отдельным, наиболее дренируемым и проницаемым пропласткам, расположенным в различных частях продуктивного разреза.

Анализ промысловых данных показывает, что по мере отбора газа и снижения пластового давления происходило постепенное увеличение ско­рости внедрения воды в западную часть Битковского блока. На конец 1969 г. она достигла максимального значения, равного 110 м/год. В дальней­шем темп поступления воды уменьшается, а зависимости Н = f ( t ) и w = = y ( t ) постепенно выполаживаются. Аналогичные зависимости получены и для других блоков. В целом порядок обводнения добывающих скважин определяется положением их на структуре. Так, для обеих частей Пасеч-нянского блока получена линейная зависимость между абсолютными от­метками кровли выгодско-пасечнянских и манявских отложений (расстоя­ние до начального контура газоносности) и временем появления воды в продукции скважин.

Результаты промыслово-геофизических исследований обводненных скважин свидетельствуют о высоком значении коэффициента текущей га­зонасыщенности, при котором происходит отключение продуктивных пла­стов. Пласты со значением газонасыщенности 0,49—0,52 практически не работают. В продуктивном разрезе большинства скважин на момент их от­ключения имелись пропластки с начальной газонасыщенностью. Так, со­гласно данным промыслово-геофизических исследований скв. 32, проведен­ных в декабре 1975 г. после прекращения ее работы вследствие обводне­ния, газонасыщенные пласты отмечены в верхней части выгодско-пасечнянской свиты и в средней части манявской свиты. При повторных иссле­дованиях скважины, проведенных в мае 1979 г. через три с половиной года после ее остановки, изменений в расположении газонасыщенных пластов не произошло. Обращает на себя внимание сравнительно высокое значе­ние коэффициента остаточной газонасыщенности обводненных пластов: порядка 0,61 для выгодско-пасечнянской свиты и 0,5—0,59 для манявской свиты. За период эксплуатации скважины пластовое давление в зоне ее расположения снизилось с 17 МПа при появлении воды в продукции до 9,3 МПа —на момент прекращения ее работы из-за обводнения и 8,22 МПа — по замерам в мае 1979 г. С использованием этих данных опре­делено значение коэффициента остаточной газонасыщенности продуктив­ных отложений на момент защемления газа водой. Для отложений выгод­ско-пасечнянской свиты коэффициент остаточной газонасыщенности ока­зался равным 0,31, для пластов манявской свиты — 0,254—0,3. Эти значе­ния совпадают с результатами лабораторных экспериментов по вытесне­нию газа водой из естественных образцов Битковского месторождения в условиях, близких к пластовым; согласно им коэффициент остаточной га­зонасыщенности на момент прорыва воды составляет 0,3—0,35, а после прокачки одного порового объема воды уменьшается до 0,23—0,25.

В условиях Битковского месторождения контур газоносности переме­щается крайне неравномерно по площади газоносности и продуктивному разрезу. В связи с этим можно достоверно оценить только положение пе­редней кромки фронта вытеснения. На 01.07.83 г. из месторождения было отобрано 73,34 % начальных запасов газа, в том числе из взаимодействую­щих Бабченского, Битковского, Пасечнянского, Любижнянского и Юго-За­падного блоков —74,12 % начальных запасов газа в этих блоках. В резуль­тате анализа данных по обводнению месторождения получены следующие значения высоты подъема газоводяного контакта в отдельных блоках: Бабченский — 149 м, Битковский — 363 м в западной части и 316 в восточной части; Пасечнянский — от 200 (скв. 457) до 272,8 м (скв. 6) и 418,8 м (скв. 25) в западной части и от 78,7 (скв. 28) до 323,9 м (скв. 385) и 380,7 м (скв. 478) в восточной части; Любижнянский —155 м; Юго-Западный — 107 м в западной части и 47 м в восточной.

Расчеты, проведенные с использованием принятого положения газово­дяного контакта, показали, что на 01.07.1983 г. в Битковское месторожде­ние, за исключением Старунского блока, внедрилось 31,5-Ю6 м3 воды, что привело к обводнению (в пределах передней кромки фронта вытеснения) около 70 % порового объема пласта. Количество газа в заводненной зоне составляет 17,32 % от начальных и 66,92 % от остаточных запасов. Среднее значение коэффициента остаточной газонасыщенности равно 0,579. Оно выше критического значения, при котором для условий Битковского мес­торождения остаточный газ приобретает подвижность. Сравнительно вы­сокая газонасыщенность заводненной зоны объясняется как расширением остаточного газа по мере снижения пластового давления, так и наличием в заводненной зоне отдельных газонасыщенных участков, обойденных и от­сеченных фронтом воды.

Приведенные данные свидетельствуют о целесообразности проведения мероприятий по вовлечению в разработку остаточных запасов газа.

Для получения высоких значений коэффициента газоотдачи продук­тивных пластов при водонапорном режиме необходимо было обеспечить ус­тойчивую работу обводненных скважин. На Битковском месторождении применялись такие методы интенсификации выноса жидкости из газовых скважин, как снижение устьевых давлений путем подключения ряда сква­жин к конденсатопроводу (скв. 24, 26, 385, 478), общее снижение давления на приеме компрессорной станции, изменение конструкции лифта в от­дельных обводнившихся скважинах при проведении ремонтных работ и др.

Помимо рассмотренных выше вариантов разработки ГКМ с нагнета­нием воды в опубликованных в разное время работах предлагалась так на­зываемая водогазовая репрессия, целью которой является выравнивание фильтрационных сопротивлений в неоднородном пласте путем блокирова­ния наиболее проницаемых зон пласта и вовлечения в фильтрацию углево­дородов из ранее застойных зон. По-видимому, в условиях реального плас­та следует опасаться того, что блокироваться будет лишь ближайшая к на­гнетательной скважине часть наиболее проницаемых областей коллектора. Для достижения эффекта потребуется нагнетать значительные объемы во­ды и газа, соответственно следует быть готовыми к тому, что возникнет необходимость — после прорыва воды — эксплуатировать скважины с боль­шим содержанием в продукции воды, т.е. оборудовать скважины глубин­ными насосами (при глубинах залегания пласта приблизительно до 2500 м) или газлифтными подъемниками (при более значительных глубинах).

Обобщая все изложенное по проблеме разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений с нагнетанием воды в пласт или с регулированием фронта ее распространения по пласту, можно сделать следующие выводы.

Искусственное заводнение пласта может быть применено в газоконденсатных залежах, в том числе с нефтяными оторочками, при глубинах приблизительно до 2500 м, и в коллекторах с проницаемостью не ниже 10~14 м2 . Наиболее изученным и оправдавшим применение на реальных объектах является барьерное заводнение на газонефтяном контакте, а так­же в зоне нефтяной оторочки.

Как при разработке с искусственным заводнением, так и при регули­ровании продвижения фронта воды часть скважин на месторождении должна быть переведена на отбор воды или водогазовой смеси, в том чис­ле на форсированном режиме, что позволит управлять процессом продви­жения воды по пласту, обеспечить более полный его охват и снизить поте­ри углеводородов из-за защемления.

Увеличить конечную газоконденсатоотдачу пласта после его искусст­венного или естественного заводнения возможно, разрабатывая пласт на истощение путем отбора водогазовой смеси.

Очевидно, при разработке залежи с отбором больших объемов воды важно экологически грамотно утилизировать добываемую воду, например использовать ее для закачки в эксплуатируемые нефтяные или отработан­ные газовые пласты.



ОТКРЫТЬ САМ ДОКУМЕНТ В НОВОМ ОКНЕ