Автор работы: Пользователь скрыл имя, 23 Марта 2012 в 09:56, доклад
В отличие от чисто газовых месторождений газоконденсатные разрабатываются для получения не только газа, но и высокомолекулярных компонентов — газового конденсата, ценнейшего сырья нефтехимического производства.
Нередко конденсат является основным целевым сырьем. Поэтому режимы разработки газоконденсатных месторождений следует оценивать как способы добычи и газа, и — особенно — конденсата.
Результаты промыслово-геофизических исследований обводненных скважин свидетельствуют о высоком значении коэффициента текущей газонасыщенности, при котором происходит отключение продуктивных пластов. Пласты со значением газонасыщенности 0,49—0,52 практически не работают. В продуктивном разрезе большинства скважин на момент их отключения имелись пропластки с начальной газонасыщенностью. Так, согласно данным промыслово-геофизических исследований скв. 32, проведенных в декабре 1975 г. после прекращения ее работы вследствие обводнения, газонасыщенные пласты отмечены в верхней части выгодско-пасечнянской свиты и в средней части манявской свиты. При повторных исследованиях скважины, проведенных в мае 1979 г. через три с половиной года после ее остановки, изменений в расположении газонасыщенных пластов не произошло. Обращает на себя внимание сравнительно высокое значение коэффициента остаточной газонасыщенности обводненных пластов: порядка 0,61 для выгодско-пасечнянской свиты и 0,5—0,59 для манявской свиты. За период эксплуатации скважины пластовое давление в зоне ее расположения снизилось с 17 МПа при появлении воды в продукции до 9,3 МПа
—на момент прекращения ее работы из-за обводнения и 8,22 МПа — по замерам в мае 1979 г. С использованием этих данных определено значение коэффициента остаточной газонасыщенности продуктивных отложений на момент защемления газа водой. Для отложений выгодско-пасечнянской свиты коэффициент остаточной газонасыщенности оказался равным 0,31, для пластов манявской свиты — 0,254—0,3. Эти значения совпадают с результатами лабораторных экспериментов по вытеснению газа водой из естественных образцов Битковского месторождения в условиях, близких к пластовым; согласно им коэффициент остаточной газонасыщенности на момент прорыва воды составляет 0,3—0,35, а после прокачки одного порового объема воды уменьшается до 0,23—0,25.
В условиях Битковского месторождения контур газоносности перемещается крайне неравномерно по площади газоносности и продуктивному разрезу. В связи с этим можно достоверно оценить только положение передней кромки фронта вытеснения. На 01.07.83 г. из месторождения было отобрано 73,34 % начальных запасов газа, в том числе из взаимодействующих Бабченского,
Битковского, Пасечнянского, Любижнянского и Юго-Западного блоков —74,12 % начальных запасов газа в этих блоках. В результате анализа данных по обводнению месторождения получены следующие значения высоты подъема газоводяного контакта в отдельных блоках: Бабченский — 149 м, Битковский —
363 м в западной части и 316 в восточной части; Пасечнянский — от 200 (скв.
457) до 272,8 м (скв. 6) и 418,8 м (скв. 25) в западной части и от 78,7
(скв. 28) до 323,9 м (скв. 385) и 380,7 м (скв. 478) в восточной части;
Любижнянский —155 м; Юго-Западный — 107 м в западной части и 47 м в восточной.
Расчеты, проведенные с использованием принятого положения газоводяного контакта, показали, что на 01.07.1983 г. в Битковское месторождение, за исключением Старунского блока, внедрилось 31,5-Ю6 м3 воды, что привело к обводнению (в пределах передней кромки фронта вытеснения) около 70 % порового объема пласта. Количество газа в заводненной зоне составляет 17,32
% от начальных и 66,92 % от остаточных запасов. Среднее значение коэффициента остаточной газонасыщенности равно 0,579. Оно выше критического значения, при котором для условий Битковского месторождения остаточный газ приобретает подвижность. Сравнительно высокая газонасыщенность заводненной зоны объясняется как расширением остаточного газа по мере снижения пластового давления, так и наличием в заводненной зоне отдельных газонасыщенных участков, обойденных и отсеченных фронтом воды.
Приведенные данные свидетельствуют о целесообразности проведения мероприятий по вовлечению в разработку остаточных запасов газа.
Для получения высоких значений коэффициента газоотдачи продуктивных пластов при водонапорном режиме необходимо было обеспечить устойчивую работу обводненных скважин. На Битковском месторождении применялись такие методы интенсификации выноса жидкости из газовых скважин, как снижение устьевых давлений путем подключения ряда скважин к конденсатопроводу (скв.
24, 26, 385, 478), общее снижение давления на приеме компрессорной станции, изменение конструкции лифта в отдельных обводнившихся скважинах при проведении ремонтных работ и др.
Помимо рассмотренных выше вариантов разработки ГКМ с нагнетанием воды в опубликованных в разное время работах предлагалась так называемая водогазовая репрессия, целью которой является выравнивание фильтрационных сопротивлений в неоднородном пласте путем блокирования наиболее проницаемых зон пласта и вовлечения в фильтрацию углеводородов из ранее застойных зон.
По-видимому, в условиях реального пласта следует опасаться того, что блокироваться будет лишь ближайшая к нагнетательной скважине часть наиболее проницаемых областей коллектора. Для достижения эффекта потребуется нагнетать значительные объемы воды и газа, соответственно следует быть готовыми к тому, что возникнет необходимость — после прорыва воды — эксплуатировать скважины с большим содержанием в продукции воды, т.е. оборудовать скважины глубинными насосами (при глубинах залегания пласта приблизительно до 2500 м) или газлифтными подъемниками (при более значительных глубинах).
Обобщая все изложенное по проблеме разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений с нагнетанием воды в пласт или с регулированием фронта ее распространения по пласту, можно сделать следующие выводы.
Искусственное заводнение пласта может быть применено в газоконденсатных залежах, в том числе с нефтяными оторочками, при глубинах приблизительно до
2500 м, и в коллекторах с проницаемостью не ниже 10~14 м2. Наиболее изученным и оправдавшим применение на реальных объектах является барьерное заводнение на газонефтяном контакте, а также в зоне нефтяной оторочки.
Как при разработке с искусственным заводнением, так и при регулировании продвижения фронта воды часть скважин на месторождении должна быть переведена на отбор воды или водогазовой смеси, в том числе на форсированном режиме, что позволит управлять процессом продвижения воды по пласту, обеспечить более полный его охват и снизить потери углеводородов из- за защемления.
Увеличить конечную газоконденсатоотдачу пласта после его искусственного или естественного заводнения возможно, разрабатывая пласт на истощение путем отбора водогазовой смеси.
Очевидно, при разработке залежи с отбором больших объемов воды важно экологически грамотно утилизировать добываемую воду, например использовать ее для закачки в эксплуатируемые нефтяные или отработанные газовые пласты.