Разработка месторождений газоконденсатного типа

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 м3/м3.

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.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7