Особенности разработки нефтегазоконденсатных залежей и формирования газоконденсатонефтеотдачи

В настоящее время все газовые и газоконденсатные месторождения разрабатываются на режиме истощения, что обусловливает:

- низкие коэффициенты конденсатоотдачи из-за ретроградных потерь конденсата в пластах;

- большие затраты на подготовку газа к дальнему транспорту из-за необходимости строительства ДКС; ограниченность периода постоянной добычи газа.

Потери конденсата при газовом режиме разработки увеличиваются с ростом его начального содержания (более 100 см³/м³) и плотности. При прочих равных условиях коэффициент конденсатоотдачи К_к возрастает при увеличении различия между начальным пластовым давлением и давлением начала конденсации, а также при повышенных температурах в пластах. Однако и в наиболее благоприятных условиях в большинстве случаев К_к £60 %.

Проявление естественного упруговодонапорного режима при избирательном обводнении приводит к увеличению потерь конденсата.

Эксплуатация газоконденсатных месторождений в режиме истощения обусловливает и другие недостатки.

1) Коэффициент газоотдачи при эксплуатации месторождений в режиме истощения существенно зависит от геологических особенностей месторождений, и прежде всего от активности контурных вод, а также от экономико-географических факторов.

Анализ разработки газовых месторождений, эксплуатирующихся в условиях активного естественного упруговодонапорного режима, показывает, что основная причина снижения газоотдачи — нерегулируемое избирательное обводнение.

Разработка месторождений в режиме истощения обусловливает необходимость уменьшения темпа отбора газа при извлечении примерно 50 % начальных запасов. Длительность периода постоянной добычи и коэффициент газоотдачи определяются начальным пластовым давлением, продуктивностью скважин, запасами, темпом отбора газа, а также активностью водонапорной системы. В среднем на конец периода постоянной добычи коэффициент извлечения газа практически при газовом режиме не превышает 60 % геологических запасов газа. Если учесть, что в период нарастающей добычи извлекается примерно 10 % начальных запасов газа и более, то в период постоянной добычи газа даже при газовом режиме извлекается не более 50 % начальных запасов газа.

В мировой практике при эксплуатации газоконденсатных месторождений с содержанием конденсата более 25 см³/м³ наряду с эксплуатацией их на режиме истощения применяется сайклинг-процесс, позволяющий существенно повысить коэффициент конденсатоотдачи. Сайклинг-процесс широко применяется на месторождениях с содержанием конденсата более 100 см³/м³ и при запасах газа от 10 млрд. м³ и более при близости начального пластового давления и давления начала конденсации. Недостатки применения сайклинг-процесса широко известны, из них к основным относятся следующие:

- большие капитальные вложения и необходимость создания специального оборудования при эксплуатации месторождений с высокими пластовыми давлениями; большие эксплуатационные затраты;

- понижение надежности промыслового оборудования (скважинного и наземного) в связи с увеличением срока эксплуатации, особенно при наличии агрессивных компонентов в добываемой продукции.

Однако принципиально поддержание пластового давления при эксплуатации газовых и газоконденсатных залежей весьма целесообразно. Наиболее пригодный метод поддержания пластового давления—закачка воды. Идея задачки воды в газовые и газоконденсатные залежи многократно обсуждалась, но не была реализована на практике, так как по результатам ранее выполненных лабораторных и промысловых исследований считалось, что вытеснение газа водой сопровождается интенсивным защемлением газа. Полагали, что коэффициент извлечения газа не превышает 50%, т. е. примерно соответствует реально достигаемым значениям нефтеотдачи залежей, разрабатываемых при искусственном водонапорном режиме. При этом не учитывался ряд принципиально важных факторов, различающих механизмы вытеснения водой нефти и газа. Газ благодаря относительно малой вязкости в меньшей мере подвержен блокированию водой как в масштабе пор, так и макронеоднородностей пласта. В результате коэффициенты вытеснения и охвата при регулируемом заводнении должны быть значительно выше, чем для нефтяных залежей. Большая подвижность газа упрощает и проблему регулирования продвижения воды. Известно также, что при проявлении начального градиента фильтрации для воды даже в нефтяных пластах коэффициент отдачи возрастает. Это обстоятельство благоприятствует возможности контроля за распределением закачиваемой поды, которую можно селективно направлять в зоны газового пласта, заранее выбранные для заводнения.

Одна из основных проблем при разр-е НГЗ связана с трудностями извлечения н из н-й оторочки из-за проблемы конусообр-я.

При реализации системы вертикальных скв-н н-я оторочка вскрывается в интервале несколько метров выше ВНК и несколько метров ниже ГНК. При исп-нии горизонтальных скв-н ее ствол располагается на наибольшем отдалении от ГНК, в нескольких метрах от ВНК

Типы нефтяных оторочек:

а - краевая,

б - краевая с чисто нефтяной зоной,

в - подошвенная,

г - промежуточного типа,

д - краевая оторочка в литологически экранированной залежи,

е - краевая оторочка, смещенная потоком пластовой воды.

Отбор н из таких скв-н обусловливается пониженными Р вблизи интервалов дренирования. Г г-й (гк) шапки и подошвенная (или краевая) вода прорываются к интервалу дренирования. Формируются конуса г и воды, к-е имеют тенденцию к постоянному соответственно опусканию и подъему. В результате продукция добывающих скв-н загазовывается и обводняется в прогрессирующих масштабах. Достаточно быстро дебит по н снижается до уровня, когда дальнейшая эксплуатация скв-ны становится нерентабельной. Следствием этого является снижение отборов н из залежи и достижение низкого значения коэф-нта нефтеотдачи. Поэтому ряд из рассматриваемых в дальнейшем изложении систем и технологий разр-и НГЗ в той или иной мере рассчитаны на подавление этих негативных явлений.

Продуктивные пласты обычно характеризуются весьма малыми углами наклона (им часто пренебрегали).

В случае НГЗ этот параметр становится значимым. Рассмотрим две совершенно одинаковые воображаемые антиклинальные ловушки, изображенные на рис. При этом левая ловушка заполнена только нефтью и здесь имеем водоплавающую нефтяную залежь. Правая ловушка является вместилищем нефтегазовой залежи. Обе ловушки представляют собой совокупность пропластков, разделенных друг от друга глинистыми прослоями.