Разработка месторождений газоконденсатного типа

продуктивный пласт дакота мелового возраста представлен мелкозернистыми

песчаниками со средней пористостью 19,7 % и проницаемостью 356-10"15 м2.

Угол падения пласта около 0,5°, средняя глубина залегания минус 1725 м,

средняя толщина 9 м. Размеры залежи в плане 5,5x11 км, площадь

нефтеносности 3410 га, газоносности 1880 га.

Начальное пластовое давление составляло 10,7 МПа, температура 81,4 °С.

Плотность нефти 0,8096 г/см3, вязкость при пластовых условиях 0,35 мПа-с.

Газонасыщенность нефти при начальных пластовых условиях была равна 89

м3/м3. Геологические запасы нефти оценены в 22,1 млн. м3.

Газоконденсатная зона залежи была открыта в мае 1953 г., нефтяная — в

ноябре 1953 г. К середине 1954 г. на месторождении имелось 170 нефтяных и

15 газовых скважин. По первоначальному плану залежь предполагалось

разрабатывать на нефть с консервацией газовой шапки, причем давление

поддерживать не предполагалось.

За первые 9 мес разработки нефтяной оторочки пластовое давление

понизилось на 0,52 МПа. Нефтяные скважины вблизи ГНК вступали в работу с

повышенным газовым фактором и быстро загазовывались. Быстро возрастал

газовый фактор и на скважинах, удаленных от начального ГНК. Анализ динамики

показателей эксплуатации скважин свидетельствовал о том, что основные

энергетические ресурсы пласта обусловлены сжатым газом газовой шапки и

растворенным в нефти газом. Из-за пологого залегания пласта режим газовой

шапки оказался малоэффективным, наблюдалась тенденция к загазовыванию

нефтяной оторочки вследствие локальных прорывов газа по высокопроницаемым

пропласткам.

Лабораторные опыты на кернах, отобранных из продуктивного объекта,

показали, что эффективное извлечение остаточных запасов нефти должно

обеспечить заводнение. Было установлено также, что линейное заводнение в

данном случае целесообразнее площадного.

При составлении проекта вторичной разработки залежи рассматривали два

варианта. По первому из них предполагалось осуществить прикон-турное

заводнение, по второму — барьерное. После тщательного изучения преимуществ

и недостатков этих вариантов был выбран второй — барьерное заводнение.

Согласно принятому проекту в зоне контакта газ — нефть были пробурены 24

нагнетательные скважины. Кроме того, под нагнетание переоборудовали восемь

эксплуатационных скважин. Закачку воды начали 1 июля 1957 г. Темп

нагнетания за 6 мес возрос с 6350 до 11 900 м3/сут. К ноябрю 1957 г. между

нефтяной и газовой зонами был образован сплошной водяной барьер. Пластовое

давление начало повышаться.

Первоначально общую нефтеотдачу после окончания заводнения оценивали в

55 %. Фактический ход разработки показал, однако, что отдельные участки в

пределах нефтяной оторочки слабо реагировали на закачку воды. Было

установлено также, что в подошве продуктивного интервала имеется

малопроницаемый пропласток, не охваченный вытеснением. С учетом этих

обстоятельств было подсчитано, что коэффициент нефтеотда-чи по различным

участкам составит от 55 до 40 % при среднем значении 47 %.

Ход разработки и достигнутые результаты подтвердили рациональность

барьерного заводнения на месторождении Адена. По расчетам, эксплуатацией

залежи на истощение можно извлечь максимум 30 % геологических запасов

нефти. Таким образом, дополнительный прирост нефтеотда-чи за счет закачки

воды уже к середине 1965 г. составил 10 %, а общий прирост — 17 %. Однако

выигрыш, полученный благодаря применению барьерного заводнения, этим не

исчерпывается. В период разработки залежи на истощение промысел испытывал

значительные затруднения, связанные с загазовыванием скважин. Скважины

приходилось останавливать из-за превышения предельно допустимых газовых

факторов. Поддерживать нормированный темп извлечения нефти при достигнутой

нефтеотдаче 12 % оказалось невозможным. Это означало, что срок разработки

залежи растянулся бы на долгие годы. Барьерное заводнение радикально

изменило положение дел на промысле. Указанные затруднения отпали вскоре

после закачки воды.

Наряду с интенсификацией добычи нефти представилась возможность ввести в

эксплуатацию газоконденсатную зону, что повысило экономичность системы

разработки. Ликвидация прорывов газа в нефтяную зону улучшила коэффициент

его утилизации.

Несмотря на высокую оценку эффективности барьерного заводнения, полнота

использования запасов нефти не удовлетворяет компанию "Юнион ойл", которая

разрабатывает месторождение Адена. В связи с этим компания обратилась к

третичным методам добычи. Лабораторными опытами было установлено, что в

местных условиях для извлечения остаточной нефти целесообразно использовать

метод смешивающегося вытеснения, предусматривающий образование в пласте

оторочки из пропана и продвижение ее путем попеременной закачки газа и

воды. Поэтому в 1962—1965 гг. провели два промышленных эксперимента,

результаты которых показали, что основные затруднения на пути промышленного

внедрения метода смешивающегося вытеснения связаны с регулированием

коэффициента охвата.

На фоне общего потока воды от начального ГНК в глубь оторочки

закачиваемый через одиночные скважины пропан продвигался в этом же

направлении узкими языками. Временное прекращение барьерного заводнения в

полосе одного из опытных участков привело к локальному вторжению в эту зону

газа из газоконденсатной шапки. Зафиксированы также быстрые прорывы газа,

закачиваемого вслед за пропаном, в наблюдательные скважины. Коэффициент

вытеснения в охваченных зонах по расчету близок к 1, но коэффициенты охвата

примерно в 4 раза ниже прогнозных.

Накопленный в ходе промышленных экспериментов опыт позволяет

специалистам в общем оптимистично оценивать возможности смешивающегося

вытеснения остаточной нефти. Предположительно на 1 м3 закачанного пропана

можно добыть 2 м3 нефти. Соотношение затрат и прибылей в этом случае

оказывается выгодным. Поэтому можно было ожидать, что после окончания

заводнения приступят к третичной разработке месторождения Адена.

Прогрессивная технология барьерного заводнения с использованием

загустителя воды была испытана на нефтегазовом месторождении Норт Ист

Холсвил (США).

Залежь Крейн месторождения расположена в округе Харисон (штат Техас) и

приурочена к оолитовым известнякам, залегающим на глубине 2100 м. Она была

открыта в 1950 г. и считалась газовой, пока в 1956 г. не была обнаружена

нефтяная оторочка.

Продуктивный интервал представлен двумя тонкими пропластками с окнами

слияния в пределах нефтяной оторочки. Средняя эффективная мощность равна

2,4 м, пористость коллекторов — 17 %, проницаемость 50-10-15 м2. В

структурном отношении залежь представляет собой пологую моноклиналь

вытянутой формы. Площадь продуктивности оценивается в 6,9 тыс. га, из них

2,8 тыс. га занимает оторочка. Начальные запасы нефти составляли 2,7 млн.

м3. Нефть легкая, летучая.

Добыча газа до обнаружения нефтяной оторочки вызвала смещение ее вверх

по структуре. Четкого контакта газ —нефть к 1956 г. уже не было, а

образовалась широкая переходная зона в интервале отметок от —1920 до —1950

м.

Оторочку быстро разбурили и ввели в эксплуатацию. Нефть, однако,

продолжала мигрировать в газовую шапку. Пластовое давление снижалось

быстрее, чем это могло быть вызвано отбором нефти. Наряду со смещением

оторочки наблюдались локальные прорывы в нее газа. Большинство скважин

работало с ГФ более 3500 м3/м3, и поэтому дебиты их были резко ограничены.

В такой ситуации единственным реальным методом, способным остановить

миграцию нефти, было признано барьерное заводнение. Проведенные расчеты

показали, однако, что водяной барьер окажется недостаточно эффективным.

Закачиваемая вода в сложившихся условиях будет вторгаться в основном в

газовую зону и полностью остановить нефть не сможет. Возникла идея

загустить воду с помощью водорастворимого полимера. В результате

лабораторных и промысловых экспериментов сделан вывод о том, что для

создания эффективного барьера между нефтяной и газовой зонами в

закачиваемую воду достаточно ввести 0,025 % частично гидролизованного

полиакриламида типа пушер.

Под закачку воды перевели две газовые скважины, которые вместе с двумя

дополнительно пробуренными создали довольно плотный "барьерный" ряд,

примерно отвечавший текущему положению ГНК. В мае 1963 г. через скв. 37-2 и

35-1 начали закачивать воду с расходом 480 м3/сут. В ноябре в воду стали

вводить полимер, поддерживая его концентрацию на уровне 0,025 %. Из

промежуточных скв. 36-1 и 37-3 в начальный период заводнения отбирали

жидкость и газ для ускоренного образования барьера.

В январе 1965 г., после того как было закачано 67 т пушера, перешли к

нагнетанию пресной воды. В октябре 1967 г. под закачку переоборудовали скв.

36-1 и 37-3. К этому времени выяснилось, что дебиты эксплуатационных

нефтяных скважин, расположенных по соседству с барьером, заметно выросли, а

газовый фактор снизился с нескольких тысяч до 60 м3/м3. На фронте

вытеснения, судя по этим изменениям, сформировался нефтяной вал. Последнее

явилось неожиданностью, поскольку из-за высокой газонасыщенности коллектора

на образование нефтяного вала здесь не рассчитывали.

Одновременно с барьерным начали осуществлять площадное заводнение

центральной части оторочки. Для этого под нагнетание оборудовали шесть

скважин, приемистость которых составляла в среднем 320 м3/сут. Через пять

месяцев было зафиксировано влияние заводнения на работу скв. 25-1, 20-1, 10-

1 и 11-1. Период безводной добычи был непродолжительным. Из-за

неоднородности пласта прорывы воды происходили при низких коэффициентах

охвата.

Сопоставление показателей разработки центральной части нефтяной оторочки

и полосы, прилегающей к барьеру, дало основание считать, что закачка

полимера гасит гетерогенную неустойчивость вытеснения. В связи с этим было

принято решение закачать в центральные нагнетательные скважины порции

полимерного раствора повышенной концентрации, чтобы блокировать промытые

водой зоны пласта. Эту операцию начали в июле 1964 г. В течение 80 сут в

скв. 12-1, 15-1, 44-1 и 66-1 закачивали 0,05 %-ный раствор пушера, затем

перешли к нагнетанию воды. Спустя два месяца было зафиксировано

значительное повышение дебитов и снижение об-водненности нефти по скв. 10-1

и 11-1. Остальные эксплуатационные скважины на закачку полимера реагировали

слабо.

К ноябрю 1965 г. полимерное заводнение распространили на западную часть

нефтяной оторочки. Здесь с самого начала закачивали 0,025 %-ный раствор

пушера, причем общий его объем составил 8 % объема пор участка. Показатели

разработки этого участка оказались лучше, чем центрального. Это

подтверждает известное положение, что при закачке полимера в локально

обводненный пласт достигается меньший эффект. Закачивать полимер выгоднее с

самого начала операции по поддержанию пластового давления.

Период эксплуатации на истощение характеризуется быстрым снижением

пластового давления и дебитов нефти, ростом ГФ. Максимальный месячный отбор

(6,75 тыс. м3) наблюдался в марте 1959 г., а к 1963 г. добыча нефти

снизилась до 0,95 тыс. м3/мес. С началом заводнения отмечена стабилизация,

а в дальнейшем — повышение пластового давления с 9,8 до 13,7 МПа. По мере

расширения масштабов воздействия на залежь росли отборы нефти, которые к

середине 1966 г. достигли 12,6 тыс. м3/мес. Средний газовый фактор упал с

2300 до 180 м3/м3. На 01.01.1969 г. из залежи было добыто 650 тыс. м3

нефти, из них 450 тыс. м3 получено за счет полимерного заводнения.

При оценке эффективности полимерного заводнения продуктивную площадь

разбили на семь участков, выделенных с учетом истории их разработки. Для

каждой эксплуатационной скважины рассчитали предельный отбор нефти путем

экстраполяции графиков дебитов, которые в настоящее время повсюду имеют

тенденцию к постепенному снижению. Суммированием оценили предельную

нефтеотдачу по участкам и сопоставили последнюю с расходом полимера. При

этом было установлено, что закачка пушера в количестве меньше 18,5 кг/(га-

м) практически не повышает эффективность вытеснения нефти. Для участка № 5,

расположенного в центральной части оторочки, где расход полимера составил

около 9 кг/(га-м), удельная нефтеотдача оценивается в 90 м3/(га-м), что

близко по эффективности к простому заводнению — 83 м3/(га-м).

Максимальный эффект — 211 м3/(га-м) — ожидается на участке № 2, где

расход полимера составил 38,5 кг/(га-м). На соседнем с ним участке № 3 было

закачано еще больше полимера — 42,5 кг/(га-м), но из-за того, что этой

операции предшествовало простое заводнение, нефтеотдача здесь будет ниже

—128 м3/(га-м).

В среднем по залежи рассчитывают получить по 127 м3/(га-м) нефти, что в 2,5

раза превышает прогнозную нефтеотдачу, достигаемую при разработке оторочки

на естественном пластовом режиме. Прирост нефтеотдачи за счет загущения

воды полимером составит 36 мэ/(га-м). В расчете на 1 м3 добытой нефти

затраты на полимер оцениваются в 2,07 долл. Несмотря на приближенность

расчета экономических показателей, полимерное заводнение на данном

месторождении оказалось выгодным.

Опыт разработки залежи Крейн показывает, насколько эффективным может

быть оперативное изменение системы воздействия на нефтегазо-конденсатные

пласты. Здесь была применена уникальная технология добычи нефти, но

особенно важно то, что к ней пришли в результате систематических наблюдений

за состоянием оторочки при различных способах воздействия на пласт.

Загущение воды полимером с целью создания устойчивого барьера между

нефтяной и газовой зонами само по себе является крупным достижением в

области совершенствования барьерного заводнения. Это мероприятие, к тому

же, позволило установить, что в местных условиях закачка полимера

значительно улучшает коэффициент охвата. Распространение полимерного

заводнения на всю нефтенасыщенную зону весьма благоприятно сказалось на

нефтеотдаче. В то же время следует отметить, что не удалось остановить

движение оторочки регулированием де-битов путем форсированного отбора

нефти.

Ю.В. Желтое, В.М. Рыжик, В.Н. Мартос предложили также способ разработки

нефтегазоконденсатного месторождения путем частичного поддержания

пластового давления в газовой шапке за счет барьерного заводнения и

регулируемых отборов нефти и газа. Согласно этому способу "сухого поля" в

течение определенного периода времени в зону ГНК нагнетается вода [10].

Одновременно осуществляется разработка нефтяной оторочки и газовой шапки.

При этом темпы отбора нефти из оторочки и газа с конденсатом из газовой

шапки устанавливаются такими, чтобы к концу выработки основных запасов

нефти часть газоконденсатной зоны осталась необводненной. После прекращения

закачки воды нефтяную оторочку продолжают разрабатывать на истощение до

заданного предела обводнен-ности продукции. В это же время идет интенсивный

отбор газа из зоны "сухого поля". Поскольку даже частичного поддержания

давления после прекращения нагнетания воды не ведется, в результате отбора

нефти и газа пластовое давление достаточно быстро снижается, а

газонасыщенный объем обводненной зоны увеличивается и соответственно

происходит внедрение воды из этой зоны в "сухое поле". После достижения

порога гидродинамической подвижности защемленный газ обводненной зоны

начинает фильтроваться не только в составе внедряющейся воды, но и как

сплошная свободная фаза, обеспечивая увеличение дебитов газа

эксплуатационных скважин. Авторы способа признают, что рассчитанные темпы

добычи газа с конденсатом могут оказаться слишком низкими. В этом случае

рекомендуется устанавливать отборы нефти и газа в соответствии с

существующими потребностями, но после обводнения заранее установленной

части газоконденсатной шапки "сухое поле" следует законсервировать. Размеры

"сухого поля" можно выбрать с таким расчетом, чтобы к моменту предельного

снижения давления полного обводнения этого поля не произошло и имелась бы

возможность в период доразработки залежи отбирать газ без воды.

Экспериментальные исследования авторов способа показали, что в этом случае

размеры "сухого поля" должны быть значительными.

Период доразработки будет сопровождаться снижением давления, в частности, в

зоне "сухого поля". Соответственно будет уменьшаться конденсатосодержание

добываемого газа. Отсюда следует, что для оптимизации не только

доразработки, но и разработки в целом объекта необходимо сравнить ожидаемые

показатели для нескольких вариантов, различающихся объемами нагнетания воды

и размерами "сухого поля" к моменту прекращения поддержания давления.

Очевидно, эти расчеты должны носить конкретный характер с учетом

характеристики объекта разработки.

Эксперименты показали, что доля воды в продукции оказывается допустимой

после снижения насыщенности пласта на 10—15 %.Таким образом, если после

обводнения "сухого поля" средняя водонасыщенность пласта снизится на

подобную величину, обводнившиеся ранее скважины могут быть пущены в работу

и будут фонтанировать газом с водой. По мере отбора из пласта воды и

снижения его водонасыщенности обводненность продукции будет непрерывно

снижаться.

В некоторых случаях на нефтегазоконденсатных месторождениях может

оказаться целесообразным применение законтурного заводнения. При

рассмотрении этого способа обычно возникают опасения потерь нефти из-за

вторжения ее в газонасыщенную зону, и для предотвращения этого принимают

специальные меры. Законтурное заводнение служит прежде всего целям

повышения нефтеотдачи и в случае мощных нефтяных оторочек может дать

значительный технико-экономический эффект.

Как известно, в газоконденсатных шапках нефтегазоконденсатных залежей

может присутствовать так называемая остаточная (погребенная) нефть, причем

насыщенность ею перового пространства и ее запасы могут быть значительными

[15, 28, 58]. Это обстоятельство заставляет изменить устоявшуюся точку

зрения на недопустимость вторжения нефтяной оторочки в газоконденсатную

зону. Результаты проведенного Ю.В. Желтовым и В.Н. Мартосом

экспериментального исследования закономерностей движения оторочек позволили

предложить способ разработки нефтегазоконденсатных залежей с преднамеренным

принудительным смещением нефтяных оторочек в купол залежи. Смысл

предложенного способа состоит в том, что при достаточно высокой

насыщенности пласта погребенной нефтью (примерно 25 % и больше от объема

пор) будет происходить накопление нефти в оторочке. За счет добычи

погребенной нефти общая нефтеот-дача может превысить начальные запасы

оторочки. При менее высоких насыщенностях размеры оторочки по мере ее

движения сокращаются, однако и в этом случае может быть получена

сравнительно высокая нефтеот-дача. Единственным непременным условием

применения этого способа является поддержание в залежи начального давления.

Размещение эксплуатационных скважин при применении способа

принудительного смещения нефтяной оторочки должно производиться с учетом

физико-геологических особенностей залежи. Во-первых, нужно иметь в виду то

обстоятельство, что при высокой насыщенности пласта погребенной нефтью

нефтеотдача будет возрастать с увеличением пути перемещения оторочки, а при

низкой — снижаться. Во-вторых, нужно учитывать, что газ вытесняется

углеводородными жидкостями значительно более полно, чем водой. Этот факт

установлен рядом исследователей и подтверждается нашими экспериментами. Это

означает, что при принудительном смещении оторочек в период поддержания

давления может быть получена более высокая газоотдача и конденсатоотдача,

чем при барьерном заводнении. Естественно, что полнота извлечения

конденсата должна возрастать с увеличением пути перемещения оторочки. На

основании таких характеристик залежи, как насыщенность пласта погребенной

нефтью, потенциальное содержание конденсата в газе, запасы газа, конденсата

и нефти, размеры газоконденсатной и нефтяной зон, величина ретроградных

потерь конденсата при снижении давления и т. д., в каждом отдельном случае

можно определить оптимальный масштаб смещения оторочки с целью

максимального использования общих запасов залежи. В соответствии с этим и

должно производиться размещение эксплуатационных скважин по залежи,

устанавливаться темпы закачки воды и отборов нефти.

Частичное смещение оторочки в газоконденсатную шапку может оказаться

целесообразным и в случаях узких оторочек. Такие оторочки могут иметь

большой этаж нефтеносности и сосредоточивать значительные запасы нефти.

Обычно их разбуривание представляет значительные трудности. Следствием

этого является неравномерность дренирования нефтяной зоны, что приводит к

дополнительным потерям нефти в пласте. Регулируемое смещение оторочек

устраняет необходимость точной проводки скважин: они могут быть пробурены

вблизи газонефтяного контакта и вводятся в эксплуатацию по мере прорыва в

них нефти.

Сравнивая преимущества и недостатки способов барьерного заводнения и

принудительного смещения оторочек, Ю.В. Желтов, В.М. Рыжик, В.Н. Мартос

отмечают следующее. Первый из них характеризуется возможностью

маневрирования очередностью и интенсивностью извлечения запасов нефти и

газа с конденсатом, обеспечивает высокие конечные результаты разработки

залежей и может быть рекомендован к широкому применению. Область применения

способа принудительного смещения оторочек ограничена, но в определенных

условиях он может обеспечить наиболее полное использование запасов в

сравнении с прочими способами разработки, в том числе и в сравнении с

барьерным заводнением. Наиболее важными условиями, определяющими

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6