Способ разработки газоконденсатной залежи
METHOD FOR DEVELOPING A GAS CONDENSATE DEPOSIT

Изобретение относится к газодобывающей отрасли промышленности и направлено на повышение эффективности добычи углеводородов из газоконденсатных залежей в низкопроницаемых пластах, при высоком и уникальном содержании конденсата в пластовом газе. Примерами таких залежей являются газоконденсатные залежи в ачимовских отложениях Уренгойской группы месторождений.
Известно, что углеводородный конденсат, изначально содержащийся в растворенном виде в пластовом газе газоконденсатных залежей, при снижении пластового давления ниже давления начала конденсации выпадает в порах пласта, образуя жидкую углеводородную фазу. Накапливаясь в пласте, он остается частично или полностью неподвижным. Это приводит к снижению объемов добываемого конденсата и достигаемого коэффициента конденсатоотдачи (коэффициента извлечения конденсата, КИК).
Поскольку наименьшее давление в пласте при работе скважин наблюдается в околоскважинных зонах, для них характерны наибольшие объемы выпадения конденсата. Накапливаясь вблизи скважин, конденсат снижает проницаемость для газа и приводит к уменьшению дебитов скважин. Таким образом, снижаются объемы добычи и коэффициент извлечения не только конденсата, но и газа.
Чем выше начальное содержание конденсата в пластовом газе, тем при более высоком давлении начинается и в больших объемах происходит его выпадение в пласте. Поэтому при разработке залежей с высоким и уникальным содержанием конденсата используют закачку различных агентов для удаления из околоскважинных зон накопившегося конденсата или (и) поддержания пластового давления с одновременным извлечением части выпавшего конденсата за счет вытеснения и испарения.
-3
2
Высокое и уникальное содержание конденсата в пластовом газе часто характерно для глубокозалегающих пластов. Данное обстоятельство, как правило, предопределяет ухудшенные значения фильтрационных свойств пласта. Например, основные газоконденсатные залежи в ачимовских пластах Уренгойской группы месторождений залегают на глубинах 3,5-4 км, при начальном давлении 60-65 МПа и температуре 100-110°С. Значения проницаемости для газа изменяются от десятых долей до первых единиц миллидарси (1 миллидарси = 0,987⋅10 мкм). В таких условиях для обеспечения достаточных начальных величин дебитов скважин применяют различные методы интенсификации притока и заканчивания скважин, в том числе проведение гидравлического разрыва пласта (ГРП) и бурение горизонтальных скважин (ГС) с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП). При эксплуатации таких скважин увеличиваются размеры зон накопления выпавшего в пласте конденсата. Это приводит к неравномерному воздействию закачиваемым агентом на зоны выпадения конденсата в районе разных трещин ГРП (портов ГРП) вдоль ствола ГС, а также к сильному снижению эффективности воздействия от цикла к циклу.
Известен способ разработки газоконденсатной залежи [Способ разработки газоконденсатной залежи. Патент на изобретение RU2018639 С1, опубликован 30.08.1994, автор: Умариев Т.М.], согласно которому до начала отбора газа проводят районирование залежи по конденсатонасыщенности газа, в зоне отсутствия или пониженного содержания конденсата в газе дополнительно бурят добывающие скважины для извлечения углеводородного газа и одновременно с отбором пластового газа с конденсатом осуществляют отбор углеводородного газа; в зону с повышенной конденсатонасыщенностью газа проводят закачку после сепарации на поверхности сухого углеводородного газа (так называемого сухого отбензиненного газа). Данный способ предполагает создание системы нагнетательных и добывающих скважин на газ и обеспечивает частичное поддержание давления и повышение КИК за счет закачки сухого газа. Но он не предусматривает интенсификации добычи газа за счет проведения ГРП или бурения ГС с МГРП и операций по закачке агентов для борьбы с накоплением конденсата в районе добывающих скважин.
В качестве наиболее близкого к предлагаемому изобретению можно рассматривать способ разработки газоконденсатной залежи по патенту 2386019 [Способ разработки газоконденсатной залежи. Патент на изобретение RU 2386019 С1, опубликован 10.04.2010, авторы: Закиров С.Н., Индрупский И.М., Рощина И.В. и др.]. Данный способ включает бурение на газоконденсатную залежь системы добывающих и нагнетательных скважин и реализацию на их основе сайклинг-процесса - закачки после сепарации на поверхности сухого углеводородного газа в пласт. Нагнетательные и добывающие скважины предполагаются горизонтальными. После прекращения сайклинг-процесса нагнетательные скважины используют для добычи из пласта газоконденсатной смеси (газа с конденсатом).
Указанный способ имеет следующие недостатки.
• Не предусмотрена интенсификация добычи газа за счет проведения ГРП или МГРП на горизонтальных скважинах.
• Способ не включает операции по закачке агентов для борьбы с накоплением конденсата в районе добывающих скважин.
• Не предусмотрены решения по снижению неравномерности поступления закачиваемого агента (сухого газа) в пласт вдоль стволов нагнетательных ГС.
• В случае залежей с высоким начальным давлением реализация сайклинг-процесса с начала разработки приводит к значительному увеличению капитальных и эксплуатационных затрат на компримированние закачиваемого газа.
Технической проблемой, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является повышение эффективности добычи углеводородов из газоконденсатных залежей в низкопроницаемых пластах, при высоком и уникальном содержании конденсата в пластовом газе.
Указанная проблема решается тем, что предлагаемый способ разработки газоконденсатной залежи, включающий бурение системы горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, эксплуатацию всех скважин в определенный период для добычи газоконденсатной смеси из пласта и последующую реализацию закачки газа в нагнетательные скважины для повышения конденсатоотдачи пласта, отличается тем, что на скважинах осуществляют многостадийный гидравлический разрыв пласта (ГРП) и оборудуют забой скважин компоновкой, которая позволяет осуществлять избирательное открытие и закрытие участков ствола (портов ГРП) по команде оператора с устья. В начальный период разработки залежи осуществляют эксплуатацию всех скважин для добычи газоконденсатной смеси из пласта. При этом осуществляют контроль за падением дебитов скважин по газу и конденсату и конденсатогазового фактора (КГФ) и при достижении ими заранее определенных значений осуществляют обработку забоев скважин агентом для борьбы с накоплением конденсата в околоскважинной зоне. Обработку проводят путем закачки агента, открывая участки ствола в заранее определенной последовательности для обеспечения полноты охвата обработкой всех портов ГРП. После закачки агента выдерживают скважину в простое 3-15 дней и вновь запускают для добычи газоконденсатной смеси, одновременно или последовательно открывая порты ГРП.
Добычу с периодическими обработками повторяют до тех пор, пока прирост дебитов газа и конденсата и КГФ после очередной обработки не станет ниже заранее определенного уровня. Далее переходят к эксплуатации скважин в режиме циклического воздействия газом для поддержания давления и повышения конденсатоотдачи, которая включает периоды закачки газа, остановки скважины на выдержку и добычи газоконденсатной смеси. В периоды закачки открывают заранее определенные порты ГРП и осуществляют через них закачку газа в объеме, не превышающем насыщенный углеводородами объем пор пласта в расчетной области воздействия. Затем осуществляют остановку скважины на выдержку в течение 3-15 дней для обеспечения массообмена между закачанным газом и пластовым флюидом. Далее открывают оставшиеся порты ГРП, в которые не производили закачку газа, и осуществляют добычу из пласта газоконденсатной смеси до тех пор, пока дебиты газа и конденсата и КГФ не снизятся до заранее определенных значений.
Эксплуатацию в режиме циклического воздействия повторяют до тех пор, пока прирост дебита конденсата и КГФ после очередных периодов закачки и остановки на выдержку не станет ниже заранее определенного уровня. Далее переходят к постоянному воздействию газом для поддержания пластового давления и повышения конденсатоотдачи путем закачки газа в нагнетательные скважины и добычи газоконденсатной смеси из добывающих скважин. При этом контролируют прорывы закачиваемого газа в добывающие скважины по значениям КГФ и концентрации закачиваемого газа в добываемой газоконденсатной смеси и открывают и закрывают отдельные порты ГРП на добывающих и нагнетательных скважинах, чтобы минимизировать прорывы и регулировать равномерность охвата воздействием нагнетаемого газа области между добывающими и нагнетательными скважинами.
В одном из вариантов способа в качестве агента для борьбы с накоплением конденсата в околоскважинной зоне могут использовать метанол, изопропанол или другой агент на спиртовой основе. В других вариантах в качестве агента для борьбы с накоплением конденсата в околоскважинной зоне используют растворы фторсодержащих полимеров или фторсодержащих поверхностно-активных веществ, составы на основе ингибированного дизельного топлива или ингибированного углеводородного газа.
В еще одном варианте способа при эксплуатации скважин в режиме циклического воздействия газом от цикла к циклу меняют наборы портов ГРП, которые открывают в периоды закачки газа и в периоды добычи газоконденсатной смеси из пласта.
Еще один вариант способа предусматривает использование в качестве газа для поддержания давления и повышения конденсатоотдачи сухого отбензиненного газа, добытого на том же месторождении. В других вариантах в качестве газа для поддержания давления и повышения конденсатоотдачи используют углеводородный газ на основе метана из внешних источников, углекислый газ, азот или дымовой газ.
Технический результат изобретения заключается в повышении эффективности добычи газа и конденсата из газоконденсатных залежей внизкопроницаемых пластах путем реализации последовательности операций, обеспечивающих уменьшение накопления конденсата в околоскважинных зонах, снижение темпов падения дебитов газа и конденсата и пластового давления, повышение равномерности дренирования запасов газа и конденсата и частичную добычу выпавшего конденсата за счет его вытеснения и испарения в газовую фазу.
Способ осуществляют следующим образом
На рассматриваемом участке газоконденсатной залежи бурят систему горизонтальных скважин. На скважинах осуществляют МГРП по одной из известных технологий. Число скважин, их взаимное расположение, профили, длины стволов, число портов (стадий) ГРП, дизайн трещин ГРП выбирают на основе известных методов проектирования с применением геолого-технологической модели участка и проведением технико-экономических расчетов. В скважины спускают компоновку, которая позволяет осуществлять избирательное открытие и закрытие участков ствола (портов ГРП) по команде оператора с устья на основе механического, гидравлического или электрического привода.
Далее осуществляют эксплуатацию скважин в трех последовательных этапах. При этом на основе предварительных технико-экономических расчетов с использованием геолого-технологической модели определяют предельные величины дебитов газа и конденсата, конденсатогазового фактора (КГФ - отношение дебита конденсата к дебиту газа) и их прирост после проведения обработок скважин, при достижении которых проводят обработки скважин и переходят к следующему этапу, соответственно.
Этап 1. Все скважины эксплуатируют в режиме добычи газоконденсатной смеси (газа с конденсатом) из пласта при всех открытых портах ГРП.
После снижения давления в околоскважинных зонах ниже давления начала конденсации начнется выпадение в пласте конденсата в жидкую фазу. С дальнейшим снижением давления конденсат будет накапливаться в расширяющихся зонах вокруг отдельных трещин (портов) МГРП и скважин в целом. При этом будут снижаться дебиты газа и конденсата, значения КГФ. Когда они достигнут предварительно определенных предельных величин, проводят обработку скважин агентом для борьбы с накоплением конденсата в околоскважинных зонах. Для этого производят закачку агента в скважину, последовательно открывая порты ГРП. После закачки осуществляют выдержку в течение 3-15 дней для взаимодействия агента в пласте с конденсатом и пластовой водой. Затем открывают все порты ГРП и запускают скважину для дальнейшей добычи газоконденсатной смеси из пласта.
Выбор агента определяют на основе опыта применения для аналогичных пластов-коллекторов и/или предварительных лабораторных и промысловых экспериментов. В качестве агентов могут рассматриваться метанол, изопропанол и другие агенты на спиртовой основе; агенты для изменения смачиваемости, например, фторсодержащие полимеры или фторсодержащие поверхностно-активные вещества; составы на основе ингибированного дизельного топлива или ингибированного углеводородного газа и др. Необходимые объемы закачки, последовательность и длительность открытия портов при закачке и запуске в эксплуатацию, длительность выдержки определяют на основе расчетов с использованием геолого-технологической модели.
Этап 1 с добычей газоконденсатной смеси и периодическими обработками агентом продолжают до тех пор, пока прирост дебитов газа и конденсата и КГФ после очередной обработки не станет ниже установленных предельных значений. Тогда переходят к этапу 2.
Этап 2. На этом этапе осуществляют эксплуатацию всех скважин в режиме циклического воздействия газом для поддержания давления и повышения конденсатоотдачи. В зарубежной терминологии такой режим называется Huff&Puff.
Каждый цикл включает периоды закачки газа, остановки скважины на выдержку и добычи газоконденсатной смеси. В период закачки открывают заранее определенную часть портов ГРП и осуществляют нагнетание в пласт газа. Затем останавливают скважины на выдержку в течение 3-15 дней для обеспечения массообмена между закачанным газом и пластовым флюидом. Затем переходят к периоду добычи, открывая оставшиеся порты ГРП, в которые не производили закачку газа. Добычу из пласта газоконденсатной смеси производят до тех пор, пока дебиты газа и конденсата и КГФ не снизятся до заранее определенных значений.
Выбор газа для нагнетания определяют на основе опыта применения для аналогичных пластов-коллекторов, геолого-технологического моделирования и/или предварительных лабораторных и промысловых экспериментов. В качестве агентов могут рассматриваться сухой отбензиненный газ, добытый на том же месторождении (сайклинг-процесс), углеводородный газ на основе метана из внешних источников, углекислый газ, азот, дымовой газ, различные их смеси, а также другие газы. Комбинацию портов ГРП, открываемых для закачки и отбора, а также режим и объемы закачки, длительность выдержки определяют на основе предварительных технико-экономических расчетов, лабораторных и промысловых экспериментов.
Одним из вариантов комбинации портов ГРП является закачка в нечетные порты (при открытых нечетных портах и закрытых четных), а добыча - из четных портов (при открытых четных и закрытых нечетных). Или наоборот.
От цикла к циклу возможно изменение комбинации портов для улучшения охвата воздействием. Например, после одного или нескольких циклов закачки в нечетные порты и добычи из четных портов переходят к закачке в четные порты и добыче из нечетных портов.
Эксплуатацию в режиме циклического воздействия продолжают до тех пор, пока прирост дебита конденсата и КГФ после очередных периодов закачки и остановки на выдержку не станет ниже заранее определенного уровня.
Этап 3. На третьем этапе осуществляют постоянное воздействие газом для поддержания пластового давления и повышения конденсатоотдачи путем закачки газа в скважины, выбранные в качестве нагнетательных, и добычи газоконденсатной смеси из скважин, выбранных в качестве добывающих. Выбор нагнетательных и добывающих скважин и режимы их эксплуатации уточняют на основе технико-экономических расчетов с применением геолого-технологической модели. В качестве закачиваемого газа используют тот же газ, что на этапе с циклической закачкой, или иной газ, обоснованный технико-экономическими расчетами.
В процессе добычи контролируют значения КГФ и/или концентрации закачиваемого газа в продукции добывающих скважин. Если отмечается снижение значений КГФ относительно общего тренда за период работы скважины и/или повышение концентрации закачиваемого газа в добываемой газоконденсатной смеси, то осуществляют открытие или закрытие отдельных портов ГРП в этой добывающей и соседних нагнетательных скважинах так, чтобы минимизировать прорывы и регулировать равномерность охвата воздействием нагнетаемого газа области между добывающими и нагнетательными скважинами. Подбор открываемых и закрываемых портов ГРП осуществляют на основе моделирования различных вариантов на геолого-технологической модели, адаптированной к замеряемым данным об изменении дебитов по газу и конденсату, КГФ, забойных давлений, концентрации закачиваемого газа в продукции и др. имеющейся информации.
Техническая реализуемость способа
Способ предполагает использование известных апробированных технических решений на каждом из этапов. Выбор конкретной технологии проведения МГРП, компоновки скважин и оборудования, агентов для закачки может быть осуществлен из представленных в отрасли вариантов на основе стандартной процедуры технико-экономического обоснования, принятой компанией-недропользователем для конкретного месторождения.
По оборудованию для избирательного открытия и закрытия участков ствола ГС (портов ГРП) в отрасли в настоящее время представлено достаточно технических решений, основанных на разных схемах и принципах действия. В предлагаемом способе достаточно использования наиболее простых из таких устройств, имеющих только положения "полностью открыто" и "полностью закрыто" для каждого участка ствола (порта ГРП). Затраты на оборудование скважин такими устройствами оправдываются их целенаправленным использованием для повышения эффективности добычи газа и конденсата на всех этапах предлагаемого способа разработки залежи.
Для закачки газа на втором и третьем этапах требуется применение компрессорного оборудования. Поскольку к началу второго этапа пластовое давление в зонах отбора снижается, уменьшаются и требования к давлениям нагнетания газа. При этом объемы закачки газа на втором этапе остаются ограниченными, исходя из охвата воздействием дренируемой зоны пласта между трещинами МГРП или некоторой заданной области вокруг них, в зависимости из доступных объемов закачки газа.
К началу третьего этапа, на котором объемы закачки газа становятся значительными и предполагают замещение пластового флюида (газа и конденсата) в области между нагнетательными и добывающими скважинами, пластовое давление дополнительно снижается относительно второго этапа. Это положительно сказывается на требованиях к производительности компрессоров.
Таким образом, предлагаемый способ является полностью реализуемым на современном уровне развития техники. Его применение позволяет повысить эффективность добычи углеводородов из газоконденсатных залежей в низкопроницаемых пластах, при высоком и уникальном содержании конденсата в пластовом газе.