Особенности разработки газовых и газоконденсатных залежей и влияние на нее геологических условий

Системы и процессы разработки газовых и газоконденсатных залежей имеют ряд особенностей.

В отличие от нефтяных газовые залежи разрабатываются без воздействия на пласты, с использованием природной энергии. В связи с этим отбор газа из залежей на протяже­нии всего периода разработки обычно сопровождается сни­жением среднего пластового давления — более значительны­ми темпами при газовом режиме и менее значительными — при водогазонапорном.

Снижение пластового давления в разрабатываемых газовых залежах в процессе их разработки приводит к важным последствиям.

При взаимодействии залежей с законтурной областью снижение пластового давления в залежах, особенно в круп­ных, оказывает влияние на состояние пластового давления во всей водонапорной системе, к которой они приурочены. В результате, расположенные вблизи разрабатываемых, новые залежи к началу их освоения могут иметь пластовое давление, пониженное по сравнению с начальным давлением в водона­порной системе. В одновозрастных отложениях также может наблюдаться взаимодействие разрабатываемых залежей, вы­ражающееся в заметном несоответствии скорости снижения пластового давления темпам отбора газа.

Одно из важных последствий падения пластового давле­ния — постепенное снижение дебита скважин в процессе их эксплуатации. В отличие от нефтяных скважин снижение де­бита газовых скважин при падении давления происходит да­же при сохранении постоянной депрессии на забое скважи­ны. Это обусловлено нарушением линейного закона фильт­рации вследствие весьма высоких скоростей движения газа в прискважинной зоне.

При снижении пластового и забойного давлений возраста­ет величина превышения над ними геостатического давления, что может приводить к заметной деформации пород-кол­лекторов, особенно в призабойных зонах скважин. В резуль­тате ухудшаются коллекторские свойства пород и происхо­дит некоторое снижение дебита скважин.

При сниженном пластовом давлении во избежание погло­щений промывочной жидкости и других осложнений часто бывает необходимо изменить технологию вскрытия продук­тивных пластов в бурящихся скважинах.

Одна из важных особенностей газовых залежей заключа­ется в том, что вследствие высокой подвижности газа даже при больших размерах залежей каждая из них представляет собой единую газодинамическую систему, все части которой в процессе разработки в той или иной мере взаимодейству­ют. Это создает предпосылки для управления процессом раз­работки путем изменения отборов газа из различных частей залежи с целью перераспределения пластового давления в ее пределах и возможно большего замедления темпов его сни­жения.

Следующая особенность разработки газовых залежей, также обусловленная высокой подвижностью газа, — высо­кие дебиты скважин, примерно на два порядка превышающие дебиты нефтяных скважин при одинаковых коллекторских свойствах пластов. Это позволяет обеспечивать доста­точно высокие темпы разработки относительно небольшим количеством скважин, т.е. при намного меньшей плотности сеток скважин, чем для нефтяных залежей.

Как отмечалось, по мере снижения пластового и забойно­го давлений дебит газовых скважин уменьшается. Для увели­чения продолжительности периода сохранения достигнутого максимального уровня добычи газа по мере снижения дебита скважин бурят и вводят в эксплуатацию дополнительные скважины. В результате фонд действующих скважин посте­пенно возрастает. Но и при этом средняя плотность сетки скважин остается намного меньшей, чем при разработке нефтяных залежей. После отбора 60 — 70 % извлекаемых за­пасов газа бурение скважин обычно прекращают.

По-разному решается вопрос об эксплуатации обводняю­щихся скважин при разработке нефтяных и газовых место­рождений. Нефтяные скважины после появления в них воды продолжительное время эксплуатируются в условиях нарас­тающей обводненности вплоть до 95 — 99%, после чего выво­дятся из работы. В результате из обводняющихся скважин отбираются большие объемы попутной воды. При разработ­ке газовых залежей скважины, в которых появилась вода, выводятся из эксплуатации после относительно небольших отборов воды, с восполнением при необходимости действу­ющего фонда скважин за счет бурения. Это связано с осо­бенностями промыслового обустройства газовых месторож­дений.

Свои особенности имеет разработка газоконденсатных залежей. При отборе из залежей газа с использованием при­родных режимов пластов забойное давление в скважинах, а затем и пластовое давление падают ниже давления начала конденсации. В результате сначала в локальных прискважинных зонах, а затем и повсеместно в пласте начинаются фазо­вые переходы — часть конденсата выпадает из газа в виде жидкости, оседает в пустотах породы и частично остается в недрах, что обусловливает его потери и снижение коэффици­ента извлечения конденсата. Конденсат — ценнейшее сырье для нефтехимической промышленности. Поэтому для круп­ных по запасам газоконденсатных залежей, характеризую­щихся высоким содержанием конденсата, весьма актуальна проблема применения систем разработки, обеспечивающих поддержание пластового давления выше давления начала кон­денсации. В настоящее время считают возможным применение для этой цели методов нагнетания в пласт сухого газа или воды.

Более приемлем первый метод, при котором в пласт на­гнетается освобожденный от конденсата газ, добываемый из той лее залежи, в полном его объеме или частично, в зависи­мости от того, сколько нужно газа для поддержания пласто­вого давления на заданном уровне. Такой технологический прием называют сайклинг-процессом. Закачку сухого газа в пласт необходимо проводить до тех пор, пока содержание конденсата в добываемом газе не снизится до минимально допустимого с экономической точки зрения. После этого на­гнетание газа следует прекращать, нагнетательные скважины переводить в фонд добывающих и залежь разрабатывать как обычную газовую. Внедрение этого процесса сдерживается тем, что значительная часть сухого газа продолжительное время не будет использоваться в народном хозяйстве, а так­же техническими сложностями реализации процесса.

Важная особенность проектирования разработки газовых и газоконденсатных залежей с малым содержанием конден­сата при природных режимах заключается в том, что общее проектное количество добывающих скважин определяют ис­ходя из необходимости обеспечения возможно более про­должительного периода эксплуатации с максимальным уров­нем добычи газа.

Проблема достижения проектного коэффициента извлече­ния газа решается параллельно этим же количеством сква­жин. С началом падения добычи газа из залежи бурение скважин обычно прекращают. На нефтяных же залежах зна­чительная часть проектных скважин предназначена главным образом для достижения проектного коэффициента извлече­ния нефти. Бурение таких скважин на участках, где выявлены целики нефти, осуществляется практически до конца разра­ботки залежи.

Строение газовых залежей по сравнению с нефтяными в конечном счете освещается значительно меньшим количест­вом скважин. В связи с этим при изучении геологического строения залежей и запасов газа особенно важно использо­вать все возможные косвенные методы — гидродинамичес­кие, материального баланса и др.

На выбор систем разработки газовых и газоконденсатных залежей, на динамику годовой добычи газа и на весь процесс разработки сильно влияет их геолого-промысловая характе­ристика.

Так, характер природного режима во многом влияет на темпы падения пластового давления при разработке и, следо­вательно, на характер снижения дебита скважин. В свою оче­редь, это определяет масштабы и сроки бурения дополни­тельных скважин. При прочих равных условиях при водогазонапорном режиме пластовое давление снижается медлен­нее, чем при газовом режиме, с повышением активности за­контурной области падение давления замедляется. Вместе с тем действие водонапорного режима приводит и к неблаго­приятным последствиям. При неоднородности коллекторских свойств газоносных пород по площади и разрезу, а также неравномерности дренирования залежи в разных частях ее объема происходит ускоренное продвижение воды по высокопроницаемым прослоям разреза. Это может стать причи­ной преждевременного обводнения скважин, расположенных в пределах текущего внешнего контура газоносности.

Следует отметить, что по сравнению с нефтяными зале­жами в газовых, при проявлении в них напора контурных вод, существуют условия для более неравномерного переме­щения воды. Это связано с тем, что кондиционные пределы проницаемости пород для газа значительно ниже, чем для нефти и воды, и поэтому объективно повышается неодно­родность пластов за счет включения в эффективный объем залежи пород, непроницаемых для нефти и воды. В результа­те создаются условия для весьма неравномерного внедрения воды в газовые залежи по проницаемым для нее прослоям. В рассматриваемых условиях особо важное значение приобре­тает регулирование отборов газа по толщине продуктивных отложений с целью максимально возможного выравнивания скорости внедрения воды. Необходимо выполнение большого объема работ в скважинах по изоляции (выключению из ра­боты) обводненных интервалов. Вместе с тем, как показыва­ет опыт разработки, даже при высокой организации работ по управлению процессом разработки неравномерное пере­мещение воды, обусловленное неоднородностью пород, при­водит к увеличению потерь газа в недрах.

В связи с разной степенью неоднородности продуктивных горизонтов значение коэффициента извлечения газа при во­донапорном режиме колеблется в довольно широком диапа­зоне. На залежах с умеренной неоднородностью коллектор­ских свойств можно достичь высокого значения коэффици­ента извлечения, близкого к таковому при газовом режиме (0,9 — 0,95). При высокой геологической неоднородности ко­нечный коэффициент извлечения газа остается намного меньшим.

Характер природного режима залежи и строение продук­тивной части отложений следует учитывать при размещении добывающих скважин по ее площади.

В условиях газового режима при умеренной неоднородно­сти коллекторских свойств предпочтительнее равномерное размещение скважин на всей площади залежи. При неодно­родном строении пластов, выражающемся в наличии в преде­лах залежи зон с высокой продуктивностью, целесообразно размещение скважин именно в этих зонах, т.е. неравномер­ное по площади. Если коллекторские свойства улучшаются в направлении к сводовой части залежи, размещать скважины целесообразно главным образом в наиболее повышенной ча­сти структуры.

При размещении скважин на газовой залежи с водогазонапорным режимом следует исходить из соображений обес­печения возможно более равномерного внедрения краевой воды в залежь. Поэтому задача размещения скважин должна решаться в сочетании с задачей вовлечения в процесс дрени­рования всей газонасыщенной толщины пород в скважинах. Выполнение этого условия в большей степени обеспечивает равномерная сетка размещения скважин.

Геологическое строение залежей оказывает влияние на решение вопроса о выделении эксплуатационных объектов, разбуриваемых самостоятельными сериями скважин. Залежи массивного строения, представляющие собой четко выражен­ные единые гидродинамические системы, даже в случае большой толщины продуктивных отложений, достигающей нескольких сот метров, при газовом режиме можно разраба­тывать одной серией скважин, т.е. как единый эксплуатаци­онный объект. При пластовом строении залежей в условиях затрудненной сообщаемости пластов и большой суммарной газонасыщенной толщине как при газовом, так и при водо­напорном режиме целесообразнее выделять два-три объекта разработки. Такое решение обеспечивает большие возмож­ности управления разработкой каждого из объектов. При сходности коллекторских свойств пластов в условиях пласто­вого строения залежи и относительно небольшой суммарной толщины пластов по экономическим соображениям может оказаться целесообразным и объединение всех пластов в один эксплуатационный объект.

Возможен и такой вариант разбуривания, когда первую очередь скважин, необходимых для опытно-промышленной эксплуатации, бурят со вскрытием всех пластов, а в последу­ющих уплотняющих скважинах пласты вскрывают выборочно.

Значительно влияет на системы разработки и обустройст­ва газовых месторождений глубина залежей. При инфильтрационной природе пластового давления (а именно в этих усло­виях наиболее вероятно проявление активного водогазонапорного режима) глубина залегания продуктивного пласта определяет величину начального давления. Последнее же влия­ет на начальные дебиты скважин и на динамику добычи газа из залежи.

При разработке газоконденсатных залежей с поддержани­ем пластового давления влияние геологических факторов на выбор системы и на показатели разработки еще более уве­личивается. Обоснование расположения нагнетательных и добывающих скважин и эффективность процесса воздейст­вия на газоконденсатную залежь во многом будут определять­ся теми же геологическими факторами, что и при нагнетании воды в нефтяную залежь, — размером залежи, ее тектониче­ским строением, коллекторскими свойствами пород, харак­тером и степенью макро- и микронеоднородности и др. При небольших размерах залежи, значительных углах падения пород и отсутствии взаимодействия залежи с законтурной областью (залежь литологического типа с наличием "запечатывающего" слоя у ее основания) предпочтение может быть отдано варианту с размещением нагнетательных сква­жин во внутренней, а добывающих — во внешней части за­лежи. Этот вариант имеет следующие преимущества: направ­ленность вытеснения более плотного пластового газа менее плотным сухим сверху вниз, что обеспечивает высокую эф­фективность процесса; отсутствие геологических предпосы­лок для оттеснения части пластового газа за пределы залежи.

При хорошей связи газоконденсатных залежей с водона­порной системой, особенно при пологом залегании пластов, большие преимущества имеет вариант с размещением нагне­тательных скважин в периферийной части залежей, а добы­вающих — во внутренних частях залежей. Это обеспечивает условия для продолжительной безводной эксплуатации добы­вающих скважин. Повышение пластового давления в зоне расположения нагнетательных скважин резко снижает воз­можность внедрения в залежь контурной воды. Большая площадь газоносности служит благоприятной предпосылкой для равномерного размещения добывающих и нагнетатель­ных скважин по площади.

Газоконденсатные залежи с применением заводнения мо­гут разрабатываться при высокой проницаемости пород-коллекторов, обеспечивающей достаточную приемистость нагнетательных скважин. На небольших залежах более целе­сообразно законтурное заводнение, на больших — внутриконтурное — площадное или с расположением нагнетатель­ных скважин рядами.

Влияние геологической неоднородности пластов на разра­ботку газоконденсатных залежей весьма существенно при использовании любого рабочего агента. При нагнетании сухо­го газа могут произойти преждевременные прорывы его к забоям добывающих скважин. Это снижает эффективность процесса извлечения конденсата из недр, приводит к увели­чению его продолжительности и требует значительного сум­марного объема закачиваемого газа. При заводнении из-за неоднородности пластов возможно опережающее движение воды по наиболее проницаемым прослоям, преждевременное обводнение добывающих скважин.

Большое влияние на выбор системы разработки газовых и газоконденсатных залежей, и в первую очередь на количество скважин, оказывает прочность пластов-коллекторов, т.е. ус­тойчивость против разрушения при эксплуатации скважин. Вследствие высоких дебитов газовых скважин разрушение призабойных зон пластов носит более интенсивный характер, чем при эксплуатации нефтяных скважин. Наиболее подвержены разрушению терригенные породы — слабосцементированные и с легко разрушающимся глинистым цемен­том. Разрушение пород особенно активизируется при обвод­нении скважин, поскольку вода способствует разбуханию и деформации цемента. Торможение этого процесса может быть обеспечено установкой в скважинах против дренируе­мых пластов специальных фильтров, проведением мероприя­тий по управлению процессом разработки для продления пе­риода безводной эксплуатации скважин, ограничением дебита скважин. В последнем случае требуется соответствующее уве­личение количества скважин для обеспечения заданной дина­мики добычи газа.

Как видно из изложенного, геологические факторы ока­зывают большое влияние на выбор системы и условия разра­ботки газовых и газоконденсатных месторождений, но на их основе даются лишь предварительные рекомендации о воз­можных технологических решениях. Это обусловлено тем, что на выбор систем разработки газовых залежей в большей степени по сравнению с нефтяными влияют такие факторы, как заданный темп разработки месторождения, соответству­ющая ему скорость снижения пластового давления, требую­щийся комплекс промысловых сооружений и необходимые сроки их строительства при разных вариантах размещения скважин, технические возможности по закачке в пласты газа или воды и др.

Так же, как и по нефтяным месторождениям, рациональ­ные системы разработки газовых месторождений, учитыва­ющие весь комплекс факторов, обосновываются путем газо­гидродинамических расчетов нескольких вариантов разра­ботки, наиболее полно учитывающих геолого-промысловую характеристику месторождения, и выбора оптимального ва­рианта по результатам сравнения их технико-экономических показателей. Эти вопросы рассматриваются в курсе "Раз­работка нефтяных и газовых месторождений".

Глава X

ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ЗАВОДНЕНИЕМ И ИХ ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

Date: 2015-04-23; view: 968; Нарушение авторских прав