Разработка месторождений газоконденсатного типа

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.

[pic]

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.

[pic]

[pic]

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.

[pic]

Afc , г/моль

115

105

о 1 • 2 Д 3

95

85

25

15

р,Мпя

[pic]

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 (Т = 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, см3/м3............................

219

Содержание конденсата (С5+), см3/м3.............................

434

Содержание серы,

г/м3..........................................................

225

|Компонент |Содержание компонента |

| |% (молярная доля) |см3/м3 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 см3/м3, в газе горизонта III — 510 см3/м3.

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

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6