СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТРАНСПОРТА ГАЗА ПО ВЫСОКОПРОНИЦАЕМОМУ ПЛАСТУ
PROCEDURE FOR DEVELOPMENT OF MULTI-BED GAS-CONDENSATE DEPOSIT IMPLEMENTING TRANSPORTATION OF GAS VIA HIGH PERMEABLE FORMATION

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для повышения эффективности разработки многопластовых газоконденсатных месторождений, особенно в случае, если в геологическом разрезе наряду с основным эксплуатационным объектом (высокопроницаемой газоконденсатной залежью) имеются пласты с меньшими газоконденсатными характеристиками (газоконденсатными факторами), в том числе и низкопроницаемые.
Известен способ разработки многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений, в котором пласты с близкими термобарическими условиями выделяются в отдельные эксплуатационные объекты с их скважинной разработкой посредством бурения на эти объекты индивидуальных скважин, либо кустов скважин (Гриценко А.И., Истомин В.А. и др. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях. М.: Недра, 1999, с.71-73). Недостатком этого способа является повышенные капитальные затраты, связанные с бурением раздельных скважин на каждый эксплуатационный объект и раздельной системой сбора продукции газоконденсатных скважин.
Известен также способ разработки газовых месторождений, включающий разработку двух или нескольких пластов (эксплуатационных объектов) с единой системой наземного промыслового оборудования и объединением потоков газа разных пластов (Закиров С.Н. и др. Проектирование и разработка газовых месторождений. М.: Недра, 1974, с.312).
Недостатками вышеуказанных способов являются нерациональные потери пластового давления на устьях скважин (при выравнивании давления на устьях скважин, работающих на разные горизонты, как с использованием или без использования эжектирующих устройств), а также существенные трудности регулирования работы скважин на поздней стадии эксплуатации многопластового месторождения (появление скважин с низкими дебитами, самозадавливание и отключение низкопродуктивных скважин, необходимость реконструкции газосборных сетей и пр.).
Известен способ разработки многопластового газового или газоконденсатного месторождения, включающий бурение добывающих скважин и перепуск газа из нижележащего пласта в верхний с определенной регулировкой давлений в пластах и скважинах, а также расчетом объемов перепуска газа по специальным математическим соотношениям. При этом верхний продуктивный горизонт рассматривается как основной. Для повышения эффективности такого способа также предусматривается возможность работы перепускных скважин как добывающих в начальный период разработки при наличии избыточного давления (Патент РФ №2034131, Кл. Е21В 43/00, 30.04.95). Недостатки этого способа связаны как с неэффективными потерями пластовой энергии, но и с возможностью дополнительных потерь газа из-за попадания перепускаемого газа в наиболее проницаемые пропластки верхнего горизонта.
Известен способ разработки многопластовых газовых месторождений месторождения, включающий бурение добывающих скважин на нижний высоконапорный пласт и перепуск газа в верхний низконапорный пласт с регулировкой давления. Эксплуатационные скважины бурят в количестве, обеспечивающем запланированную добычу газа из всего месторождения, а перепуск из высоконапорного пласта осуществляют предварительно по одной разбуренной сетке скважин в кровлю пласта с наиболее низким пластовым давлением при закрытых скважинах на устье и до выравнивания пластового и забойного давлений в интервале вскрытия низконапорного пласта. После выравнивания давлений осуществляют одновременную совместную эксплуатацию верхнего и нижнего пластов по единой лифтовой колонне. При обводнении нижнего пласта обводнившиеся скважины переводят на эксплуатацию верхнего пласта (Патент РФ №2135748, Кл. Е21В 43/14, 43/16, 27.08.99). Данный способ нецелесообразно использовать, если нижний продуктивный пласт является газоконденсатной залежью из-за преждевременного выпадения конденсата в нижнем пласте и потерями конденсата при его извлечении в промысловых условиях при разработке верхней залежи.
Из известных способов разработки многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений наиболее близким к предлагаемому является способ бурения скважин и разработки многопластовых месторождений углеводородов с неоднородными геологическими условиями залегания продуктивных пластов (Патент РФ №2295632, Кл. Е21В 43/14, Е21В 7/04, 13.03.2006). Способ применим, когда над основным эксплуатационным объектом в виде высокопроницаемого пласта расположен низкопроницаемый продуктивный пласт с аномальным высоким пластовым давлением (АВПД). Способ включает бурение скважин на нижний пласт, предварительный, регулируемый по давлению перепуск флюида из высоконапорного пласта в зону распространения флюида в низконапорном пласте, ограниченную контактом флюда с водой, при закрытых скважинах на устье, и последующую эксплуатацию месторождения. Разработку месторождения осуществляют кустами скважин.
Недостаток способа - его узкая область применения вследствие того, что он применим только при достаточно редком в геологической практике сочетании нижнего высокопроницаемого пласта и верхнего низкопроницаемого пласта с АВПД. Кроме того, данный способ, судя по его описанию, предназначен для чисто газовых многопластовых месторождений и не предполагает повышение эффективности извлечения углеводородного конденсата из высокопродуктивного пласта.
Задачей заявленного изобретения является повышение эффективности разработки многопластового месторождения и повышение степени извлечения конденсата из залежей месторождения с высокими газоконденсатными факторами.
Данная задача решается способом скважинной разработки многопластовых газоконденсатных месторождений на истощение с неоднородными геологическими условиями залегания продуктивных пластов, различающихся начальными давлениями и газоконденсатными характеристиками, который включает:
определение в геологическом разрезе высокопродуктивных горизонтов (газоконденсатных залежей) с высокими газоконденсатными факторами и выделение их в основной эксплуатационный объект;
выделение в геологическом разрезе продуктивных (высокопроницаемых) пластов с более низкими газоконденсатными факторами, отдельная (самостоятельная) разработка которых на истощение по каким-либо причинам нерентабельна либо малорентабельна;
конд
конд
бурение эксплуатационных скважин на высокопроницаемый газоконденсатный пласт (основной эксплуатационный объект) с высоким газоконденсатным фактором (с начальным давлением Р и давлением начала конденсации тяжелых углеводородов в залежи Р, причем Р>Р);
1
1
конд
конд
разработку высокопроницаемого (высокопродуктивного) пласта (коллектора) эксплуатационными скважинами (кустами эксплуатационных скважин) со снижением пластового давления вплоть до величины Р, где P>P (Р давление начала выпадения углеводородного конденсата в этом пласте);
i
i
1
при этом согласно изобретению при продолжении отбора газа из высокопроницаемого пласта эксплуатационными скважинами осуществляют разработку других газоконденсатных пластов с более низкими газоконденсатными характеристиками и начальными пластовыми давлениями P (P>P) перетоком газа из этих пластов через перепускные скважины в депрессионные воронки высокопроницаемого пласта с обеспечением поддержания максимально возможное время давления в основном эксплуатационном объекте (высокопроницаемом пласте) выше давления начала конденсации углеводородов в нем и уменьшения в последующем темпа падения давления в залежи (с возможностью извлечения перепускаемым более сухим газом выпавшего в основном эксплуатационном объекте конденсата).
Для повышения эффективности предлагаемого способа переток газа из других пластов осуществляют в зону депрессионной воронки (в зону с наименьшими пластовыми давлениями). При этом в высокопродуктивной залежи (основном эксплуатационном объекте) пластовое давление выравнивается по площади, а в случае начала выпадения в ней конденсата перепускаемый газ растворяет выпавший конденсат (повышая тем самым конечную конденсатоотдачу высокопродуктивной залежи). Следует отметить, что могут вовлекаться в разработку как нижележащие, так и вышележащие в разрезе пласты, поскольку вначале осуществляется стадия разработки высокопродуктивной залежи, существенно понижающая давление в ней и, тем самым, обеспечивающая возможность перепуска газа из других, в том числе низкопроницаемых пластов.
Кроме того, в качестве перепускных скважин может быть использована часть эксплуатационных скважин, работу которых переводят на режим перепуска газа после соответствующего переоборудования (например, прострелив интересующий пласт или осуществив проводку дополнительного ствола на интересующий пласт).
Кроме того, для повышения эффективности разработки осуществляют бурение перепускных скважин с горизонтальными участками и с зарезкой дополнительных стволов.
Как вариант данного способа при наличии несколько продуктивных пластов переток в основной эксплуатационный объект осуществляют последовательно из пластов со все меньшими газоконденсатными характеристиками, т.е. вовлекая в разработку (посредством транспорта газа до эксплуатационных скважин по основному эксплуатационному объекту) все более тощие газы и, тем самым повышая конденсатоотдачу и газоотдачу основного продуктивного высокопроницаемого пласта (основного эксплуатационного объекта).
Пример. При разработке одного из многопластовых месторождений на севере Тюменской области России были вскрыты две залежи: газовая (сеноманская) и газоконденсатная (валанжинская) залежи (фиг.1).
Характеристики залежей
Сеноманская (газовая) залежь
Залежь со сложным характером залегания, для разработки которой требуется бурение скважин со сложным профилем проводки.
Глубина залегания 1124 м
Высота залежи 85 м
Газонасыщенность - 0,72
Начальное пластовое давление - 11,2 МПа
Валанжинская (газоконденсатная) залежь
Глубина залегания 2343 м
Высота залежи 120 м
Газонасыщенность - 0,75
Начальное пластовое давление - 24,4 МПа
3
Начальное содержание конденсата на пластовый газ - 88 г/м
Давление начала выпадения конденсата в пласте - 23,7 МПа
На фиг.1. схематично изображены контуры залежей: верхняя газовая залежь - сеноманская, нижняя залежь - валанжинская, показаны перепускные скважины (позиция 1 на фиг.1) (пробуренные на газовую и газоконденсатную залежи) и эксплуатационные скважины (позиция 2 на фиг.1).
На фиг.2 представлен график сравнения годовой добычи газа с перетоком (предлагаемый способ) и без перетока.
В настоящее время эксплуатируется девять эксплуатационных скважин валанжинской залежи. Годовой отбор газа из валанжинской залежи составляет 2,5% от начальных запасов газа.
Перепускные скважины 1 - вертикальные или наклонно направленные, пробуренные в купольной части месторождения и вскрывают сеноманскую и валанжинскую залежи одновременно. Эти скважины пробурили через 14 лет разработки валанжинской залежи, когда давление в газоконденсатной валанжинской залежи стало ниже пластового давления в газовой сеноманской залежи. При снижении давления в валанжинской залежи ниже пластового давления в сеноманской по скважинам 1 осуществляется переток газа. При этом сухой газ, продвигаясь по валанжинской залежи и растворяя выпавший конденсат, продвигается к забоям эксплуатационных газоконденсатных скважин.
Результаты разработки месторождения представлены на фиг.2, на которой показан график сравнения годовой добычи газа с организацией перетока газа из сеноманской залежи в валанжинскую залежь и без такого перетока (время - с момента начала перетока).
Коэффициент извлечения газа на момент начала перетока составляет 59,8%. Коэффициент извлечения конденсата - 45,9%.
3
В течение 20 лет переток составляет 35,2 млрд.м или 29,7% от начальных запасов сеноманского газа.
Коэффициенты извлечения из валанжинской залежи:
Расчетный коэффициент извлечения газа (КИТ) без перетока составляет - 87,9%, а коэффициент извлечения конденсата (КИК) - 58,4%.
КИГ с перетоком составляет - 99,1%, а КИК - 61,5%.
3
3
При этом дополнительная добыча газа при разработке с перетоком составляет 24,1 млрд. м, конденсата - 0,73 млн. м.
При организации перетока фонд скважин сокращается на 4 единицы (т.е. на 4 скважины со сложным профилем проводки), не строятся газосборные шлейфы длинной 25,5 км, не строятся дополнительные мощности по подготовке сеноманского газа на УКПГ.