Разработка месторождений газоконденсатного типа
Информация - Геодезия и Геология
Другие материалы по предмету Геодезия и Геология
т [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 10001100 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, соср?/p>