Разработка месторождений газоконденсатного типа

безытерационным численным методом в допущении изотермичности процесса,

локального термодинамического равновесия и справедливости обобщенного

закона Дарси для фаз.

Расчеты были проведены для линейной модели пласта длиной 3 м,

пористостью 25 % и проницаемостью 4,7-10~15 м2, заполненной при выбранных

давлениях смесями, соответственно моделирующими пластовую смесь. Сухой газ

моделировался метаном.

Метан в процессе фильтрации вытесняет равновесную пластовую газовую фазу

и вызывает интенсивный массообмен между фазами, приводящий к существенному

испарению ретроградного конденсата и снижению насыщенности перового

пространства модели пласта углеводородной жидкостью. При этом насыщенность

жидкой фазой всегда существенно ниже "критической", т.е. жидкая фаза

неподвижна и весь массоперенос происходит в газовой фазе.

Прокачка двух поровых объемов метана при давлении 22 МПа позволяет

извлечь практически 100 % С2 —С4 и 32 % углеводородов С5+. При этом фракция

Ф, (Ммол = 107) извлекается на 72 %, Ф2 (М„т = 161) — на 19 %, а Ф3 (Ммол =

237) — на 9 %. При более низких пластовых давлениях прокачка двух поровых

объемов модели пласта дает существенно более низкое извлечение

углеводородов С5+, а тяжелая фракция Ф3 (ММОЛ = 237) практически не

вытесняется.

Для сравнения эффективности процесса при разных пластовых давлениях

следует привести объемы закачиваемого газа к одной единице измерения. В

качестве такой единицы выбрано необходимое количество метана для прокачки

одного перового объема пласта при давлении 22 МПа.

Расчеты показывают (рис. 1.35, б), что для давления 3 и 6 МПа (ветвь

прямого испарения) для полного извлечения углеводородов С2 — С4 требуется

существенно меньшее количество закачиваемого газа. Компоненты С5 — С8 (рис.

1.35, в) извлекаются при давлениях ниже давления максимальной конденсации

полнее, чем при давлениях до максимальной конденсации ( в исследуемом

диапазоне). И лишь наиболее тяжелые фракции (Ммол = 161 и выше) эффективно

переходят в газовую фазу при более высоких пластовых давлениях. Так, для

добычи всех запасов углеводородов С2 — С4 следует прокачать 0,3

относительной единицы измерения объема закачиваемого метана при давлении 3

МПа и около двух — при давлениях 16 и 22 МПа. Прокачка двух относительных

единиц измерения метана позволяет извлечь 80 % фракции Ф, при давлениях

воздействия 3 МПа, 65 % при 6 МПа, 60 % при 7,7 МПа, 57 % при 16 МПа и 72 %

при 22 МПа. В целом, с учетом дополнительного извлечения при истощении до

более низких давлений, при равном количестве закачиваемого сухого газа

извлечение углеводородов С5+ в диапазоне давлений 3 — 7,7 МПа соизмеримо с

извлечением при воздействии в диапазоне давлений 7,7 — 22 МПа (рис. 1.35,

г).

Таким образом, исследования, с одной стороны, показали, что воздействие на

газоконденсатный пласт неравновесным газообразным агентом (сухой газ) в

областях прямого испарения не снижает удельную компонентоотдачу (на 1 м3

закачиваемого газа) пласта по сравнению с воздействием при более высоких

пластовых давлениях. С другой стороны, технико-экономические показатели

такого процесса, особенно для месторождений с целевыми продуктами

углеводородов С2 — С8, могут оказаться существенно выше за счет снижения

объемов консервируемого газа, возможности бескомпрессорной закачки и более

высокого коэффициента охвата.

Был выполнен также большой объем теоретических и экспериментальных

исследований с целью научного обоснования таких методов повышения

конденсатоотдачи при разработке ГКМ, которые базируются на учете

особенностей группового и компонентного состава пластовой углеводородной

смеси, что позволяет повысить степень извлечения высокомолекулярных

углеводородов этой смеси.

Как известно, многообразие составов природных газов определяет — наряду

с особенностями вмещающих горных пород и термобарических условий залежей —

физическое состояние в пласте газовой смеси, наличие и относительное

содержание жидкой, а иногда твердой фазы в смеси. Естественно, что от

состава углеводородной смеси зависит и конденсатоотдача пласта при

разработке его на режиме истощения.

Среди других составляющих особую роль в природных газовых смесях играют

промежуточные углеводороды — этан, пропан, изо- и нормальный бутан.

Суммарное их содержание в газовых смесях газовых залежей составляет в

среднем до 5 %, газоконденсатных 5 — 30 %; в растворенных газах нефтяных

месторождений содержится от 10 —20 до 85 — 95 % промежуточных углеводородов

[46, 16]. Количественное содержание в природных газах низкомолекулярных

гомологов метана, в частности фракции С2 — С4, определяется условиями

образования газовой и жидкой углеводородной смеси из органического вещества

осадочных нефтегазоматеринских пород, а также условиями миграции и

накопления углеводородов в пористых пластах залежей. Значительное влияние

на физико-химические свойства и фазовое состояние и поведение пластовых

газов углеводородов фракции С2 — С4 обусловлено тем, что эти компоненты

достаточно легко переходят из газового состояния в жидкое и обратно при

изменении в пласте термобарических условий (табл. 1.22). Соответственно

вовлекаются в межфазный массообмен другие компоненты смеси, в первую

очередь с относительно близкими к промежуточным углеводородам свойствами.

По данным работ [31, 45] существует прямая связь между содержанием в

пластовой газовой смеси фракции С2 —С4 и выходом стабильного конденсата

(С5+) на первом этапе разработки некоторых ГКМ основных газодобывающих

регионов стран СНГ.

Таблица 1.22

Некоторые физико-химические свойства низкомолекулярных алканов

| |Алканы |

|Показатели |метан|этан |пропа|изобу|норма|норма|

| | | |н |тан |льный|льный|

| | | | | | | |

| | | | | |бутан|пента|

| | | | | | |н |

|Химическая |16,04|30,07|С3Н, |CQ |л-С4Н|«-С5Н|

|формула | | |44,09|4Г) |,„ |, |

|Молекулярная | | | |JO,lЈ|58,12|72,15|

|масса | | | |i | | |

|Температура |-161,|-88,6|-42,2|-10,1|-0,5 |+ |

|кипения при |3 | | | | |36,2 |

|давлении 0, 1 | | | | | | |

|МПа, °С | | | | | | |

|Критические | | | | | | |

|параметры: | | | | | | |

|температура, К |190,8|305,3|369,9|408,1|425,2|469,7|

| | | | | | | |

|давление, МПа |4,63 |4,87 |4,25 |3,65 |3,80 |3,37 |

|плотность, кг/м3 |163,5|204,5|218,5|221,0|226,1|227,8|

| | | | | | | |

|Теплота испарения|570 |490 |427 |352 |394 |341 |

|при | | | | | | |

|давлении 0,1 МПа,| | | | | | |

|кДж/кг | | | | | | |

Результаты статистического анализа данных разработки ГКМ России и

некоторых других стран СНГ, а также экспериментальные данные изучения

поведения рекомбинированных проб пластовых газоконденсатных смесей с

использованием сосудов PVT-соотношений позволили специалистам ВНИИГАЗа в

свое время предложить обобщенную зависимость средних потерь стабильного

конденсата (С5+) в пласте от потенциального содержания конденсата в газе

начального состава. Однако этой зависимости не всегда соответствуют

газоконденсатные смеси, в которых значительно содержание неуглеводородных

компонентов и (или) фракции С2 —С4, или, напротив, содержание последней

ниже "среднего". Во ВНИИГАЗе автором с сотрудниками исследована зависимость

растворимости углеводородов С5+ в газе от содержания в смеси фракций С2

—С4. Установлено, что давление начала конденсации смеси в большой степени

зависит от содержания в смеси промежуточных углеводородов: чем их больше,

тем при меньшем давлении начинается переход системы в двухфазное состояние.

Таким образом, компоненты С2, С3, С4 способствуют смещению равновесия в

газо-конденсатной смеси в сторону газовой фазы. Отсюда становится понятным

механизм влияния промежуточных углеводородов на конденсатоотдачу пласта при

прочих равных условиях.

В процессе экспериментальных и аналитических исследований по проблеме

повышения конденсатоотдачи пласта на завершающей стадии разработки ГКМ

ВНИИГАЗом были предложены методы воздействия на газо-конденсатный пласт

путем нагнетания газообразных агентов, обогащенных промежуточными

углеводородами [48, 49, 53, 45]. Сущность воздействия заключается в

значительном смещении фазового равновесия в пластовой двухфазной системе в

сторону жидкой фазы, что позволяет вовлечь в разработку запасы

ретроградного углеводородного конденсата.

Дальнейшие исследования ВНИИГАЗа показали, что во многих случаях весьма

технологичными являются методы воздействия на газоконденсатный пласт,

основанные на принудительном смещении равновесия в сторону газовой фазы.

Эти методы позволяют как повышать на 10 — 20 % продуктивность добывающих

скважин, так и извлекать не менее 10—15 % ретроградного углеводородного

конденсата, относимого при обычной разработке месторождений на режиме

истощения к неизвлекаемым потерям. Физическое и математическое

моделирование свидетельствовало о возможности (учитывая роль промежуточных

углеводородов в массообменных процессах) установления оптимальной области

пластовых давлений в ходе отбора запасов углеводородов на режиме истощения,

когда следует осуществлять нагнетание газообразного агента для более

эффективного извлечения ретроградного конденсата путем его испарения.

В развитие изложенных идей и на базе накопленного опыта изучения роли

промежуточных углеводородов в конденсатоотдаче пласта было осуществлено

физическое моделирование процессов разработки ГКМ, пластовая смесь которых

содержит разное количество этан-пропан-бутановой фракции. Все исследования

можно разделить на два этапа. На первом из них были проведены два

эксперимента по истощению гипотетической модельной ГКС в сосуде PVT-

соотношений. В первом опыте система, состав и основные параметры которой

приведены в табл. 1.23, содержала промежуточные компоненты С3, С4. Во

втором опыте данные углеводороды в исходной ГКС отсутствовали, их долю в

составе смеси восполнили метаном (табл. 3). Истощение ГКС как в первом, так

и во втором случае проводилось от давления рпл = 25 МПа при температуре 80

°С, что вполне типично для среднестатистического состояния

газоконденсатного объекта. Ограничение максимального темпа падения

пластового давления в опытах обеспечивало равновесный межфазный массообмен.

Результаты экспериментов наглядно демонстрируют роль промежуточных

углеводородов в удерживании компонентов С5+ в газовой фазе на начальной

стадии отбора пластовой ГКС .

Однако дальнейшее снижение давления приводит к тому, что уже при рш = 14

МПа происходит инверсия зависимостей. Более значительное накопление

ретроградных углеводородов С5+ в начале истощения во втором эксперименте

обеспечило больший потенциал для их последующего перехода в газовую фазу

при вступлении системы в область прямого испарения, причем данное явление

нашло свое проявление не только в количественном отношении, но и в

качественном.

Следует иметь в виду возможное влияние ретроградного конденсата в жидкой

фазе ГКС как на величину рмк, так и на интенсивность прямого перехода

жидких компонентов в газовую фазу. Безусловную роль в рассматриваемых

явлениях играют также качественные характеристики фракции С5+, отличающейся

намеренно упрощенным составом и невысокой молекулярной массой, и фракции

промежуточных углеводородов, не имеющей в своем составе этана.

Рассматриваемые экспериментальные данные были соотнесены с результатами

соответствующих термодинамических расчетов (рис. 1.36), позволивших

дополнительно продемонстрировать роль пропан-бутановой фракции в межфазных

массообменных процессах при истощении ГКС. Для расчетов было взято три

варианта состава исходной ГКС (табл. ), первые два из которых полностью

аналогичны уже приводившимся модельным системам (см. табл. ).

Из рис. 1.36 видно, что потери конденсата на начальной стадии отбора

пластовой смеси при "недостаточном" содержании компонентов С3 —С4 в

исходной ГКС возрастают пропорционально площади между кривыми,

соответствующими '"менее благоприятным" и "более благоприятным" с точки

зрения присутствия С3 —С4 условиям эксперимента. Рассмотрение графических

зависимостей, построенных на основании аналитических расчетов, позволило

выявить более четкую, по сравнению с экспериментальными данными,

зависимость рнк фракции С5+от величины пластового давления. Следует

отметить достаточно хорошее совпадение экспериментальных результатов с

расчетными данными.

Таким образом, исследования ВНИИГАЗа показали, что для повышения

конденсатоотдачи пласта при разработке газоконденсатных месторождений

возможно использование сайклинг-процесса не только в его "классических"

вариантах. Предложенные новые варианты частичного поддержания пластового

давления с учетом состава пластовой смеси предусматривают нагнетание газа

на той стадии истощения объекта, когда природное количество этан-пропан-

бутановой фракции в смеси обеспечивает повышенное содержание конденсата

(фракции С5+) в равновесной газовой фазе. Если природного количества С2 —С4

недостаточно, возможно до нагнетания сухого газа создание в истощенном

пласте оторочки из газа, обогащенного этими компонентами. По существу, речь

идет об оптимизации частичного сайклинг-процесса. На такой способ

разработки газоконденсатных месторождений автором и группой специалистов

получен патент [45].

Поддержание давления путем нагнетания воды

Одним из возможных способов повышения эффективности разработки

газоконденсатных месторождений могло бы быть заводнение продуктивных

пластов по аналогии с нефтяными и газовыми залежами. Однако применительно к

газоконденсатным залежам этот способ воздействия далеко не универсален и

требует специального рассмотрения с учетом особенностей конкретного

продуктивного пласта.

Одной из наиболее важных геолого-промысловых характеристик залежи является

глубина ее залегания. Для газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей

она варьирует от менее 1000 до 6000 м и более. При небольших отступлениях

обычно выдерживается прямая зависимость начального пластового давления,

начального содержания конденсата в газе и обратная зависимость пористости,

а также проницаемости от глубины залегания продуктивных отложений.

Серьезной проблемой является эксплуатация скважин на месторождении при

наличии в их продукции значительного количества свободной жидкости

(углеводородного конденсата, нефти, воды). Особенно усугубляется эта

проблема при больших глубинах залегания объекта разработки, поскольку

отечественные газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения

эксплуатируются, за редким исключением, на режиме использования только

естественной энергии пласта и на определенной стадии отбора запасов

углеводородов снизившееся забойное давление не обеспечивает вынос жидкости

на поверхность, дебит скважины падает, и в конце концов скважина может

остановиться.

Таким образом, поддержание пластового давления при разработке

месторождения является средством не только повышения углеводородоотдачи

пласта, но и сохранения работоспособности добывающих скважин.

Примеры различных, достаточно широко применяемых за рубежом вариантов

поддержания давления в залежи нагнетанием газа были рассмотрены выше (в

предыдущем разделе).

Закачка воды в продуктивные газоконденсатные и нефтегазоконденсатные

пласты также может в конкретных случаях явиться приемлемым способом

повышения эффективности разработки объекта. Однако отмеченные выше

особенности глубокозалегающих продуктивных пластов и скважин обычно

ограничивают возможности искусственного заводнения. Иногда препятствием для

данного метода воздействия может явиться резкая неоднородность и

трещиноватость пород, поскольку лабораторные эксперименты указывают на

быстрые прорывы воды в этом случае к добывающей скважине. Тем не менее

предложены варианты технологий разработки газоконденсатных и

нефтегазоконденсатных месторождений, позволяющие достаточно успешно

применять заводнение в условиях конкретных объектов.

Ниже излагаются результаты некоторых теоретических, экспериментальных и

промысловых исследований по проблеме повышения эффективности разработки

газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей и поддержания

работоспособности добывающих скважин путем воздействия на залежь

нагнетанием воды или путем регулирования отборов пластовых флюидов.

В.Н. Мартос проанализировал результаты использования заводнения при

разработке ряда отечественных и зарубежных нефтегазовых и

нефтегазоконденсатных месторождений [10, 26]. В отличие от газоконденсатных

месторождений, при этом важна последовательность отбора запасов

углеводородов, изначально представленных не только газовой фазой в

пластовых условиях, но и жидкой. Если запасы жидких углеводородов (нефти)

достаточно велики, то иногда именно эти углеводороды представляют основной

объект эксплуатации.

В промышленных масштабах впервые в России на Бахметьевском месторождении

было применено барьерное заводнение в 60-е годы. Нефтегазовая залежь Б1

тульского горизонта приурочена к брахиантиклинальной складке с пологим

восточным (1,5 — 2°) и крутым западным (до 40°) крыльями. Продуктивный

пласт залегает на глубинах 1000—1100 м. В разрезе насчитывается до шести

слоев мелко- и среднезернистых, неравномерно консолидированных песчаников,

различающихся переменной толщиной. Эти слои расчленены глинами и

алевролитами. Наиболее выдержаны по площади три верхних слоя, причем два из

них изолированы от остальной толщи глинистым пропластком толщиной от 1 до 6

м. Соответственно в продуктивном интервале выделяют верхнюю пачку Б},

включающую два первых песчаных слоя, и нижнюю Б,2, объединяющую остальные.

Начальное положение ВНК в обеих пачках было одинаковым, на абсолютной

отметке минус 913 м. ГНК занимал различное положение: в пачке Б| на отметке

минус 875 м, в пачке Б,2 — минус 860 м. Этаж нефтеносности составлял

соответственно 38 и 53 м, газоносности 69 и 50 м. Отношение объемов газовых

и нефтяных зон равнялось 1,2 и 0,2, причем 80 % всех запасов нефти было

сосредоточено в нижней пачке. Начальное пластовое давление составляло 10,4

МПа.

Нефть нафтенометановой природы характеризовалась в пластовых условиях

начальными вязкостью 4,5 мПа-с и плотностью 0,808 г/см3. Объемный пластовый

фактор нефти был равен 1,11, газонасыщенность нефти — 60 м3/т. Давление

насыщения было близко к начальному пластовому давлению.

Согласно первоначальному варианту, разработку залежи предполагали вести

путем отбора только нефти при консервации газовой шапки, поддерживая

давление нагнетанием воды за контур нефтеносности. На восточном крыле

структуры с основными запасами нефти пробурили три ряда эксплуатационных

скважин, сосредоточив их преимущественно в пределах чисто нефтяной зоны

пачки Б2. Чтобы избежать загазовывания нефтяной оторочки, скважины

центрального ряда предполагалось эксплуатировать при забойных давлениях не

ниже давления в газовой шапке.

В промышленную разработку залежь ввели в 1955 г., однако проектные

показатели не были выдержаны: закачка воды не компенсировала отборов нефти.

К 1960 г. пластовое давление снизилось на 1 МПа, начали загазовываться

скважины внутреннего ряда. Некоторые скважины с особенно высокими газовыми

факторами остановили и законсервировали. В этой ситуации специалисты

института "ВолгоградНИПИнефть" предложили наряду с законтурным применить

барьерное заводнение. Несмотря на неравномерность ряда «барьерных» скважин,

задержки в освоении и в темпах нагнетания воды, закачка воды в зону

нефтегазового контакта благоприятно повлияла на динамику отборов нефти и

нефтеотдачу. Согласно прогнозу, конечная нефтеотдача должна была составить

примерно 70 % от начальных запасов. В 1970 г. была введена в эксплуатацию

газовая шапка, что стало возможным благодаря барьерному заводнению.

Наблюдениями за скважинами внешнего и среднего рядов, которые испытывали

влияние барьерного заводнения, было установлено, что отсеченный водой газ

перемещается в глубь оторочки. По этой причине газовые факторы скважин

временно возрастали до нескольких тысяч м3/т. За газом двигался нефтяной

вал. После его подхода к скважинам газовые факторы резко снижались, а

дебиты скважин нередко превышали начальные величины. Геофизическими

исследованиями был установлен характер растекания воды на подошве пласта.

Возможно, на него повлияла не только гравитация, но и слоистая

неоднородность нижней пачки. Было также установлено, что продвижение воды в

газонасыщенную зону шло неравномерно: в нижней, более проницаемой пачке

фронт воды продвигался быстрее, нежели в верхней пачке.

Опыт применения барьерного заводнения на Бахметьевском месторождении

весьма полезен, несмотря на ряд недостатков системы разработки, поскольку

продемонстрировал реальные возможности повышения углеводородоотдачи

пластов.

Несомненный интерес представляет описанный В.Н. Мартосом опыт применения

барьерного заводнения при разработке крупной нефтегазо-конденсатной залежи

месторождения Адена (США, Колородо, округ Морган). Моноклинально залегающий

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6