Визначення показників розробки газоконденсатного родовища

Газоконденсатні родовища можуть розроблятися на режимі виснаження природної пла­стової енергії або з повним чи частковим підтриманням пластового тиску шляхом закачу­вання в них сухого газу (природного вуглеводневого, побіжного нафтового і невуглеводневого), води та їх поєднання.

Прогнозування показників розробки газоконденсатного родовища на режимі виснаження пластової енергії. В основу розрахунку показників роз­робки газоконденсатного покладу на виснаження взято рівняння матеріального балансу для газоконденсатного покладу при газовому режимі

Під час розрахунків, крім вихідних даних, які використовують при проектуванні роз­робки газового покладу, додатково необхідно мати залежності

а та­кож дані про вміст вуглеводневого конденсату в пластовому газі та газі, який видобувають з свердловин, при різних значеннях пластового тиску і умови сепарації вуглеводневої суміші. Дані залежності одержують в результаті про­ведення експериментальних досліджень кон­кретної газоконденсатної суміші з викори­станням бомби РУТ на установках типу УГК-3 (УФР-2) або розрахунковим шляхом, виходячи з початкового складу пластового г зу. На рис.7.5 показані деякі характерні за-Рис.7.5. Зміна в процесі зниження пласто- лежності для Вуктильського газоконденсат-вого тиску характеристик газоконденсат- ного родовища, для якого початковий пласто-ної суміші для Вуктильського родовища вий тиск дорівнює 37МПа, тиск початку кон­денсації - 33 МПа, тиск максимальної кон­денсації -15 МПа, початковий вміст конденсату в газі - 500 см³/м³.

Показники розробки газоконденсатного покладу на виснаження слід знаходити, вихо­дячи з розв'язання диференційного рівняння, яке описує процес двофазної багатокомпонен­тної фільтрації газорідинної суміші з фазовими переходами при зміні тиску і температури. Наближено розрахунки основних показників розробки газоконденсатного покладу на вис­наження проводяться в такій послідовності, як і для газового.

3. Під час розробки газоконденсатних родовищ з нафтовими облямівками у режимі виснаження пластової енергії можуть бути застосовані такі три способи, які відрізняються черговістю видобуту нафти, газу і конденсату: 1) випереджуюча розробка газоконденсатного покладу з наступ ним уведенням в експлуатацію нафтової облямівки; 2) випереджуюча розробка нафтової облямівки з наступним уведенням в експлуатацію газоконденсатного покладу; 3) одночасна розробка нафтової облямівки і газоконденсатного покладу.

Усі перелічені способи характеризуються низькими коефіцієнтами конденсатовіддачі і нафтовіддачі. Випереджуюча розробка газоконденсатного покладу супроводжується переміщенням нафти в газову зону, розгазуванням нафти і зниженням нафтонасиченості в об­лямівці. Більш раціональною з точки зору повноти видобутку нафти е випереджуюча розробка нафтової облямівки. Однак у процесі відбору нафти переважно спостерігається локальне загазування нафтової облямівки, що призводить до зниження повноти використання запасів нафти. В результаті при застосуванні вказаних способів досягаються менші коефіцієнти нафтовіддачі, ніж при розробці нафтових покладів у режимі розчиненого газу.

Найбільший інтерес викликає спосіб одночасної розробки нафтової і газоконденсатної зон. На практиці застосовується технологічна схема, що грунтується на безперервному регулюванні дебітів нафти і газу пропорційно зниженню пластового тиску. Однак вона не за­безпечує рівноваги газонафтового контакту, про що свідчить досвід розробки газонафтових родовищ. Внаслідок недостатньої надійності регулювання положення межі розділу газу і нафти в процесі розробки покладу відбувається загазування нафтової облямівки або вторгнення нафти в газову зону.

Вказана мета не досягається і у випадку застосування приконтактного способу експлуатації нафтових облямівок малої товщини. Цей спосіб полягає в розміщенні видобувних свердловин в один ряд в області межі розділу газу і нафти, підключенні до них нижньої частини газоконденсатної зони та верхньої частини нафтової облямівки і спільному відборі нафти, газу і конденсату. Внаслідок автоколивального характеру переміщення газонафтового кон­такту можливі втрати нафти в газовій зоні, порушення суцільності нафтової облямівки і прориви контурної води у видобувні свердловини.

Одним з варіантів підвищення надійності управління положенням газонафтового контакту при одночасній роздільній розробці нафтової та газоконденсатної зон єдиною сіткою свердловин є ступінчаста зміна дебітів нафти і газу і підтримання їх постійними протягом інтервалу часу, за який газонафтовий контакт не досягне крайніх верхнього або нижнього положень у кожній свердловині. Після цього вибирають нові значення дебітів газу і нафти.

Коефіцієнт нафтовіддачі при розробці нафтогазоконденсатних родовищ у режимі виснаження не перевищує 10 — 15 %, а при товщині оторочки менше 8 м становить 5-8 %.

Підвищенню коефіцієнта нафтовіддачі при одночасно-роздільній експлуатації єдиною сіткою свердловин газоконденсатної зони та її нафтової облямівки сприяє запобігання утворення конусів газу. Можливими напрямками боротьби зі загазуванням свердловин є ство­рення на межах нафтової і газової зон локальних непроникних екранів, вибір оптимального розміщення інтервалів розкриття пласта і зниження фільтраційних опорів у нафтовій частині родовища шляхом дії на привибійну зону і створення горизонтальних каналів (тріщин).

У газовій зоні багатьох газоконденсатних родовищ у вигляді рідкої фази міститься зв'язана (розсіяна) нафта. Насиченість продуктивних відкладів зв'язаною нафтою коли­вається в широких межах, помітно збільшуючись у низькопроникних щільних породах. У переважаючій- більшості випадків вона нижче значення, при якому нафта стає гідродинамічно рухомою, і не перевищує 20 — ЗО %. Тому під час розробки газоконденсатних родовищ у режимі виснаження зв'язана нафта практично не видобувається. Частковий рух і видобуток залишкової нафти можливий з обмежених за розмірами привибійних зон, де внаслідок випадіння і скупчення конденсату насиченість пористого середовища рідкими вуглеводнями перевищує граничне значення і дозволяє їм рухатись у поровому просторі. У промисловій практиці також відомі випадки появи зв'язаної нафти в продукції свердловин і у разі відсутності випадіння конденсату в пласті, коли створювались підвищені порівняно зі звичайними депресії на пласт.

Підвищення вуглеводневіддачі нафтогазоконденсатних родовищ. Раціональна техно­логія розробки газоконденсатних родовищ з нафтовими облямівками повинна забезпечува­ти підтримання пластового тиску в нафтовій і газовій частинах пласта і ефективне витіснення нафти з пористого середовища по можливості дешевими і доступними агентами.

Стосовно розробки газоконденсатних родовищ з нафтовими облямівками запропоновані різні способи підтримання пластового тиску (закачування води, газу чи води і газу одночасно) і технологічні схеми їх застосування. Вони можуть бути згруповані таким чином:

випереджуюча розробка нафтової (або газової) зони родовища з підтриманням пластового тиску і наступне уведення в експлуатацію газової (нафтової) зони без додаткової дії на пласт чи зі закачуванням робочого агента;

одночасна розробка газоконденсатного покладу і нафтової облямівки з підтриманням пластового тиску тільки в нафтовій або газовій частині пласта;

одночасна розробка газоконденсатного покладу і нафтової облямівки з підтриманням пластового тиску в обох частинах пласта (нафтовій і газовій);

бар'єрне заводнення при відсутності додаткової дії на нафтову облямівку і газоконденсатний поклад чи в поєднанні зі закачуванням робочого агента в одну або обидві зони родовища;

ізоляція нафтової облямівки від газоконденсатного покладу шляхом закачування на їх межі фізико-хімічних агентів (піна, полімери, ізоляційні речовини) і наступна їх самостійна розробка з підтриманням пластового тиску.

Закачування газу переважно здійснюється в купольну частину структури, а у разі низької проникності продуктивних відкладів - за площовою системою в межах внутрішнього контуру газоносності. Запропоновані варіанти закачування води включають площове, бар'єрне і законтурне заводнення, а також їх поєднання, наприклад: бар'єрне і законтурне заводнення і його різновид двостороннє бар'єрне заводнення у випадку значної ширини газонафтової зони в крайових облямівках, коли нагнітальні свердловини розміщують уздовж внутрішнього і зовнішнього контурів газоносності. Газ і вода при їх спільному використанні можуть закачуватися у вигляді водогазової суміші або послідовно.

При розробці нафтогазоконденсатних родовищ з підтриманням пластового тиску закачування робочого агента і відбір нафти та газу можуть здійснюватись по всій товщині продуктивного пласта або вибіркою тільки по нафтонасиченій чи газонасиченій частині.

Стосовно розробки нафтогазоконденсатних родовищ з підошовною водою запропонована технологія розробки, яка грунтується на розкритті у видобувних свердловинах газових, нафтових і водоносних інтервалів і одночасно-роздільному відборі газу, нафти і води. З ме­тою стабілізації положень газонафтового і водонафтового контактів і підвищення коефіцієнта вуглеводневіддачі здійснюється зворотнє закачування сухого газу в газоконден­сатну частину пласта і видобутої води у водоносну зону.

При наявності в газоконденсатній зоні зв'язаної нафти розробка нафтогазоконденсатного родовища може здійснюватися в умовах контрольованого вторгнення нафти в газову частину пласта. Результати лабораторних досліджень і промислові дані свідчать про збережен­ня цілісності облямівки при надходженні нафти до газоконденсатної зони і залучення в розробку при певних умовах зв'язаної нафти.

З метою підвищення ефективності витиснення з облямівки нафти, яка характеризується підвищеною в'язкістю порівняно з нафтовими родовищами, попереду робочого агента можуть закачуватися у вигляді облямівки вуглеводневі розчинники (зріджені нафтові гази, збагачений газ, широка фракція легких вуглеводнів, нестабільний вуглеводневий конденсат та ін.) об'ємом 20 — 25 % від об'єму нафтонасичених пор пласта.

Щодо розробки газоконденсатних родовищ зі зв'язаною нафтою, то підтримання пластового тиску шляхом закачування в пласт сухого газу чи води буде сприяти видобутку тільки незначної кількості нафти за рахунок часткового випаровування її у газову фазу чи витіснення водою. Більш ефективним є застосування облямівки газоподібних і рідких вугле­водневих розчинників. Один з можливих варіантів технології підвищення вуглеводневіддачі газоконденсатних родовищ зі зв'язаною нафтою полягає у тому, що родовище спочатку розробляють у режимі виснаження, що призводить до ретроградного випадіння конденсату в пласті та збільшення насиченості пористого середовища рідкими вуглеводнями. При цьому конденсат, що випав, розчиняється в залишковій нафті, зменшуючи її густину і в'язкість. Після зниження пластового тиску до значення, при якому насиченість пористого середовища вуглеводневою рідиною стає максимальною, а її густина і в'язкість - мінімальними, про­водять закачування витісняючого агента (газ, вода), підтримуючи надалі тиск постійним на досягнутому рівні.

Лекція 11.

Розрахунки технологічних показників розробки нафтових покладів на природних режимах виснаження.

1. Розрахунки стосовно до пружного режиму.

2. Розрахунки стосовно до режиму розчиненого газу

Група природних режимів виснаження вміщує режими: пружний, розчиненого газу і гравітаційний. Гравітаційний режим у покладі практично не допускається, оскільки він економічно малоефективний. Тому обмежимося розрахунками лише стосовно перших двох режимів.