Особенности разработки нефтегазоконденсатных залежей

Нефтегазоконденсатные месторождения в своей газовой части содержат значительное количество конденсата, представляющего собой в основном смесь углеводородов СН₄--С5Н₁₂(метан до 75--90%, этан, пропан, бутан), а также более тяжелых. Если в 1м³ газа шапки содержится менее 150--200 г конденсата , то такое месторождение относят к нефтегазовым. При содержании конденсата в газовой шапке более 200 г на 1 м³ газа при стандартных условиях месторождение считают нефтегазоконденсатным со средним содержанием конденсата. Содержание конденсата в газе газовой шапки свыше 600 г на один кубометр считается высоким.

Условно принимают, что если 80--90 % углеводородов содержатся в природных условиях в газе, а остальная часть в жидкой фазе, т. е. в нефти, то такое месторождение считают газовым или газоконденсатным. При большем содержании углеводородов в жидкой фазе месторождение относят к нефтегазовым или к нефтегазоконденсатным.

При значительном начальном содержании конденсата в газе рассматриваются варианты разработки с поддержанием пластового давления обратной закачкой (рециркуляцией) сухого газа в пласт. При этом исходят из потребностей в газе и конденсате, современных и перспективных цен на газ и конденсат и других факторов. В настоящее время для газоконденсатных залежей при содержании в газе более 150 г/м³ конденсата необходимо исследовать целесообразность разработки с поддержанием пластового давления.

Эффективность закачки сухого газа зависит от запасов газа, конденсата, удельного его содержания в газе, вида фазовой диаграммы, числа добывающих и нагнетательных скважин и их размещения на структуре и площади газоносности. Один из решающих факторов – неоднородность пласта по коллекторским свойствам как по площади, так и по толщине продуктивных отложений. Кроме того, важное значение имеют технологические режимы работы добывающих и нагнетательных скважин.

Экспериментальные исследования в лабораториях, опыт разработки газоконденсатных месторождений и теоретические соображения свидетельствуют, что нагнетательные скважины следует располагать в верхней части пласта, добывающие -- на крыльях складки, так как сухой газ имеет меньшую плотность и вязкость, чем сырой газ. Сухой газ стремится перемещаться по кровле пласта в область наименьшего давления, т. е. в верхнюю часть структуры. Если нагнетательные скважины расположены на крыльях складки, то газ перемещается вверх отдельными струйками (языками) с определенной скоростью и плохо вытесняет сырой газ. Если же закачивать сухой газ в верхнюю часть залежи, то используется энергия давления газа и происходит как бы поршневое вытеснение сырого газа сухим.

В процессе разработки нефтегазоконденсатной залежи (НГКЗ) при снижении давления происходит ретроградная конденсация -- выделение жидкого конденсата из газа газовой шапки. (Однако при дальнейшем снижении давления ниже давления максимальной конденсации жидкий конденсат частично испаряется-переходит в газовую фазу).

Выпавший в пласте конденсат не движется из-за малой насыщенности им порового пространства (составляющей несколько процентов). Только в призабойных зонах скважин, где резко изменяется давление, насыщенность конденсатом может превысить равновесное значение, и конденсат в виде жидкости приобретает подвижность.

Таким образом, при снижении пластового давления и ретроградной конденсации может произойти значительная потеря конденсата (около половины начального содержания тяжелых фракций). Возможность существенных потерь конденсата играют важную роль при определении метода разработки нефтегазоконденсатной залежи. Принципиальная возможность предотвращения большей части этих потерь заключается в поддержании пластового давления, главным образом закачкой сухого газа и вытеснением им «жирного» пластового газа. Обычно для этих целей используют процесс циркуляции собственного газа залежи, прошедшего через отбензинивающую установку, получивший название сайклинг-процесса. Давление может поддерживаться также закачкой воды.

Суть основной задачи при разработке НГКЗ заключается в рациональном сочетании методов разработки нефтегазовых залежей с методами, применяемыми при разработке газоконденсатных залежей.

Первоочередная разработка газовой части так же нежелательна, как и в случае обычной нефтегазовой залежи, так как связана с большими потерями нефти и конденсата.

Если нет в данном районе острой необходимости в добыче газа, возможна разработка в первую очередь нефтяной части. В НГКЗ благоприятные факторы для этого способа − повышенное содержание в газе конденсата, приводящее к повышению эффективности вытеснения, большие углы наклона пласта и высота нефтяной оторочки, высокая проницаемость коллектора и небольшая вязкость нефти, активизирующие механизм гравитационного дренирования. Эффективность вытеснения нефти при такой разработке повышается и потому, что выделяющийся конденсат смешивается с нефтью, понижая её вязкость. В нефтенасыщенной области увеличивается насыщенность среды углеводородной жидкостью, а следовательно, и фазовая проницаемость. Всё это способствуют повышению нефтеотдачи.

При относительно больших объемах газовой шапки закачивают газ в сводовую часть залежи для предупреждения значительного падения пластового давления и выпадения конденсата в газовой шапке. После извлечения основных запасов нефтяной оторочки начинает разрабатываться газоконденсатонасыщенная часть залежи сначала на режиме сайклинг-процесса, а затем на режиме истощения.

Однако залежи, которые могут эффективно разрабатываться при таком способе, редки. В большинстве же случаев режимы истощения или газонапорный режим, как и для обычных нефтегазовых залежей, связаны с большими потерями нефти и газа.

Практический интерес представляют «параллельные» методы поддержания пластового давления, обеспечивающие не только повышение эффективности процесса вытеснения нефти и конденсата, но и одновременную их добычу. Параллельное осуществление процессов вытеснения нефти водой, а жирного газа --сухим может дать возможность одновременного и наиболее полного извлечения нефти и конденсата.

Заводнение в зависимости от размеров нефтяной оторочки, свойств коллектора и нефти может быть законтурным или внутриконтурным в различных модификациях. В газоконденсатной же зоне проводится сайклинг-процесс с начала разработки. Поскольку при сайклинг-процессе неизбежно медленное снижение давления в газовой шапке, то становится важным регулирование процесса для предупреждения утечки нефти в газовую шапку. Недостатком рассмотренного способа разработки, как и в предыдущем случае, является длительная консервация газа.

Наиболее эффективный способ, предупреждающий уход нефти в газовую шапку, но вместе с тем позволяющий одновременно добывать нефть, газ и конденсат − барьерное заводнение. В зависимости от типа залежи и ее физико-геологических параметров этот вид заводнения может сочетаться с другими разновидностями заводнения, например, законтурным, а также площадной и блоковой системами в пределах нефтяной части и сайклинг-процессом в газовой части залежи.

При выборе способа разработки НГКЗ следует учитывать не только коэффициенты нефте- и конденсатоотдачи, но и все ее индивидуальные характеристики и экономические аспекты разработки.

ЛЕКЦИЯ 13. ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ,

ЕЁ КОНТРОЛЬ И АНАЛИЗ