|
Разработка месторождений газоконденсатного типа
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 зоне) следовало поддерживать
более высоким, чем рнк. По-видимому, в данном случае оптимальным
условием является рзаб > рнк (выпадающий в призабойной
зоне конденсат, несмотря на высокую насыщенность, остается малоподвижным или
вообще неподвижным в связи с крайне низкими фильтрационными характеристиками среды).
Согласно
проекту разработки с рециркуляцией газа, из десяти имеющихся эксплуатационных
скважин три предполагалось перевести под нагнетание. Объем закачки намечался
на уровне 450 — 600 тыс. м3/сут, темп отбора - 400 — 500 тыс. м3/сут.
Около 20 % закачиваемого газа приобретается со стороны; этот газ
компенсирует уменьшение объема добываемого его количества за счет выделения
конденсата, расхода на топливо, а также изменения сжимаемости газа по мере
выделения конденсата.
При
довольно низкой продуктивности скважин на месторождении Нокс-Бромайд
предполагалось широко использовать мероприятия по интенсификации притока и, в
первую очередь, гидроразрыв пласта. Успешное проведение в 1960 г. на скважинах
Нокс-Бромайда гидроразрыва впервые в мире
было осуществлено на глубине 4600 — 4800 м. Применение процесса
рециркуляции на этом месторождении, несмотря на огромные трудности
технического, технологического и экономического характера, лишний раз
подтверждает большие возможности этого способа разработки.
В
качестве интересного примера разработки газоконденсатного месторождения с
применением обратной закачки газа можно привести месторождение Ла Глория, на
котором поддерживалось давление в течение 8 лет. В то время это был один из
самых больших проектов по закачке газа с целью
получения конденсата в штате Техас.
Залежь приурочена к структуре овальной
формы. Продуктивная площадь составляет 1070 га. Этаж газоносности около 100 м.
В
процессе разведки залежи и эксплуатационного бурения было пробурено около 40
скважин.
Глубина залегания продуктивного горизонта в центре
структуры 1955 м. Средняя мощность
песчаника в этой зоне 10 м. Средняя пористость его 22,2 %, проницаемость 0,52·10-12м2.
Начальное пластовое давение 23,9 МПа, температура
95 °С. Содержание связанной воды оценивалось в 20 %.
Запасы газа в залежи равнялись 3,95 млрд. м3
(при нормальных условиях). Запасы
конденсата (пропан+ ) составляли 1,07 млн. м3. Из этого количества
пентаны + составляли 0,639 млн. м3, изо- и нормальные бутаны 0,178 млн. м3 и пропан 0,252 млн. м3.
Закачка
газа на месторождении Ла Глория началась в мае 1941 г. К этому времени на
месторождении было шесть продуктивных и две нагнетательные скважины. В
последующие годы число эксплуатационных скважин увеличилось до восьми, а
нагнетательных до четырех. В течение первых 4 лет из пласта в среднем
отбиралось 1415 тыс. м3/сут газа. В дальнейшем ввиду того, что
нагнетаемый сухой газ стал прорываться в эксплуатационные скважины, отбор из
пласта уменьшили до 595 тыс. м3/сут.
За все
время нагнетания в пласт было возвращено 97 % добытого сухого газа. Для
обслуживания установки газ получали со стороны.
Благодаря
малым темпам отбора и возврату практически всего добытого сухого газа
пластовое давление снизилось очень незначительно. Поэтому было предотвращено
выпадение конденсата в пласте и его потери. Это подтверждается тем, что в
продукции скважины, пробуренной в заключительной стадии процесса в зоне, не
охваченной нагнетанием сухого газа,
содержание конденсата не отличалось от начального.
В
процессе закачки газа с целью контроля за его перемещением по пласту из каждой
скважины раз в три месяца отбирались пробы газа для определения содержания конденсата.
Исследования
показали, что в зоне, охваченной закачкой газа, коэффициент вытеснения
достигал 80 %. Коэффициент охвата при выбранном расположении нагнетательных и
эксплуатационных скважин по расчетам составлял
85 %.
Следовательно,
в результате проведения процесса из пласта было добыто 68 % первоначально
содержащегося конденсата. При последующей эксплуатации пласта на истощение было
добыто еще 20,8 % конденсата. Всего из пласта было отобрано 88,8 %
первоначально содержащегося конденсата (С5+).
Нагнетание
сухого газа прекратили в середине 1949 г., когда содержание конденсата в
продукции резко уменьшилось.
При
разработке отечественных газоконденсатных месторождений неоднократно
предпринимались попытки реализовать сайклинг-процесс, однако, как правило,
дело ограничивалось физическим или математическим моделированием, а также
проведением технико-экономических расчетов.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7
|
|