СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ
DEVELOPMENT METHOD OF CONDENSATE POOL

Предлагаемое изобретение относится к газодобывающей отрасли, а именно к повышению эффективности разработки газоконденсатной залежи и снижению рисков ее разработки при наличии подошвенной воды.
Известно, что в пластовом газе газоконденсатных залежей растворен углеводородный конденсат. При снижении пластового давления конденсат выпадает из газовой фазы. Осаждаясь в пласте, он становится частично неподвижным, то есть считается потерянным. Так, в результате разработки Вуктыльского газоконденсатного месторождения в режиме истощения пластовой энергии потери конденсата в пласте составляют около 120 млн т.
Поэтому при разработке газоконденсатной залежи со значительным содержанием конденсата в пластовом газе осуществляют поддержание пластового давления.
Известен способ поддержания пластового давления на основе закачки воды (Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. Изд. «Струна», 1998, с.377-378).
Однако такой способ разработки не получил применения на практике по следующим причинам.
- Согласно опыту разработки газовых месторождений с неоднородными по коллекторским свойствам пластами имеют место невысокие коэффициенты газоотдачи (до 50% и менее). Поэтому недропользователи опасаются, что при заводнении газоконденсатной залежи будут значительные потери газа в пласте.
- При заводнении газоконденсатной залежи теряется не просто газ, а газ вместе с конденсатом. Это означает, что каждый пузырек теряемого газа содержит в себе и растворенный конденсат. Поэтому недропользователь может не увеличить, а снизить не только коэффициент газоотдачи, но и коэффициент конденсатоотдачи.
Известен способ разработки газоконденсатной залежи за счет реализации так называемого сайклинг-процесса (Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. Изд. «Струна», 1998, с.140-142). Такой способ разработки реализован на ряде зарубежных месторождений. Но не на всех, где он мог бы или должен бы быть реализован по следующим причинам.
- В случае неоднородного по коллекторским свойствам пласта закачиваемый сухой газ довольно быстро прорывается к забоям добывающих скважин. Поэтому снижается эффективность сайклинг-процесса.
- При наличии подошвенной воды добывающие скважины рано или поздно начинают обводняться. Это также приводит к снижению эффективности сайклинг-процесса. При наличии активной подошвенной воды сайклинг-процесс может являться рисковым способом разработки.
Целью предлагаемого изобретения является обоснование способа повышения эффективности разработки газоконденсатной залежи и снижения рисков ее разработки при наличии подошвенной воды.
Поставленная цель достигается тем, что предлагаемый способ разработки газоконденсатной залежи, включающий бурение на газоконденсатную залежь системы добывающих и нагнетательных скважин и реализацию на их основе сайклинг-процесса, отличается тем, что добывающие и нагнетательные скважины сооружают в варианте горизонтальных; для предотвращения обводнения добываемой продукции создают зону повышенного давления вблизи газоводяного контакта за счет размещения на высоте не более одной десятой от газонасыщенной толщины пласта над газоводяным контактом горизонтальных стволов нагнетательных скважин; для исключения негативного влияния слоистой неоднородности коллекторских свойств и повышения коэффициентов охвата и конденсатоотдачи пласта горизонтальные стволы добывающих скважин размещают вблизи кровли пласта, отступая от кровли не более одной десятой от газонасыщенной толщины пласта. После прекращения сайклинг-процесса каждую нагнетательную скважину последовательно переводят в разряд добывающих; после ее обводнения осуществляют ликвидацию горизонтального участка ствола путем его цементирования или установки цементного моста; выполняют перфорацию или другой метод заканчивания в наклонной части ствола скважины в продуктивном пласте выше горизонтального участка или производят забуривание бокового горизонтального ствола вблизи кровли пласта, отступая от кровли не более одной десятой от газонасыщенной толщины пласта. Затем продолжают эксплуатацию скважины в качестве добывающей.
Способ реализуют следующим образом.
Повышенное содержание конденсата в пластовом газе обычно имеет место при высоких начальных давлении и температуре в залежи, то есть в относительно глубоко залегающей газоконденсатной залежи. Данное обстоятельство, как правило, предопределяет ухудшенность коллекторских свойств пласта. Поэтому для такой газоконденсатной залежи, с одной стороны, наиболее предпочтительным способом разработки является сайклинг-процесс. С другой стороны, при указанных условиях наибольшего внимания заслуживает использование однорядной или одной из площадных систем расположения добывающих и нагнетательных скважин.
Вследствие их близости по эффективности далее в качестве примера рассматривается однорядная система расположения в плане добывающих и нагнетательных скважин.
- Для рассматриваемой газоконденсатной залежи создают 3D геологическую, а затем 3D газогидродинамическую модель продуктивного пласта.
- На 3D газогидродинамической модели размещают в плане заданное число горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин на основе однорядной системы.
- Для первоочередного элемента разработки из 3D газогидродинамической модели продуктивного пласта вырезают соответствующую 3D секторную модель элемента разработки. На этой секторной модели выполняют вариантные прогнозные расчеты и определяют оптимальное положение и длины стволов добывающих и нагнетательных скважин, технологические режимы их эксплуатации.
- Руководствуясь отметками кровли, подошвы пласта, газоводяного контакта (ГВК), составляют проекты на бурение добывающей и нагнетательной скважин.
- Согласно проектам на бурение осуществляют бурение указанных скважин. Проводят традиционный комплекс геофизических, керновых, газогидродинамических исследований пробуренных скважин, а также 3D гидропрослушивание пласта. Соответствующую информацию используют для уточнения созданной 3D газогидродинамической модели пласта.
- Начинают отбирать газоконденсатную систему из добывающей скважины. Одновременно в нагнетательную скважину производят закачку сухого, отбензиненного газа.
- Осуществляют мониторинг за процессом разработки. Получаемые фактические данные о показателях эксплуатации добывающей и нагнетательной скважин используют для уточнения параметров 3D газогидродинамической модели, что позволяет на основе вариантных прогнозных расчетов вносить коррективы, например, в технологические режимы эксплуатации скважин и т.д.
Пример реализации предлагаемого способа
3
3
3
5
Проектируется разработка массивной водоплавающей газоконденсатной залежи с применением сайклинг-процесса на основе площадной (однорядной) системы размещения скважин. Средняя газонасыщенная толщина составляет 220 м. Потенциальное содержание конденсата в пластовом газе - 225 см/м(184 г/м). Начальное пластовое давление - 250 ат (1 ат = 0,98·10 Па), давление начала конденсации - 220 ат.
Сопоставление вариантов разработки осуществляется на основе газогидродинамического моделирования с использованием секторной 3D модели площадного элемента разработки. Размеры элемента разработки - 1240×1240 м. Общая толщина модели - 300 м, из них верхние 220 м газонасыщенные, а нижние 80 м используются для моделирования водонапорного бассейна. Расчетная сетка равномерная, 31×31×15 ячеек. Подошвенные воды отличаются высокой активностью, что моделируется умножением порового объема трех нижних слоев ячеек на 300.
-15
2
Модель элемента пласта представлена однородной по фильтрационно-емкостным параметрам пористой матрицей, но характеризуется наличием в пятом сеточном слое высокопроницаемого пропластка. Коэффициент эффективной пористости (с учетом остаточной водонасыщенности) составляет 0,132 для матрицы и 0,198 для высокопроницаемого пропластка, коэффициент эффективной проницаемости - 2,5 мД (1 мД = 1,02·10 мкм) для матрицы и 50 мД для пропластка.
3
3
3
3
Во всех вариантах разработка элемента осуществляется в 3 этапа. Сначала осуществляется добыча газа и конденсата газодобывающими скважинами в режиме истощения, пока среднее пластовое давление не снизится до давления начала конденсации (220 ат). Затем осуществляется сайклинг-процесс с закачкой сухого газа (метана) в объеме, не превышающем 95% от добываемого его количества. Сайклинг-процесс прекращается при снижении конденсатогазового фактора в добывающих скважинах до 100 см/м, свидетельствующего о прорыве сухого газа в добывающие скважины. Далее разработка продолжается в режиме истощения до отключения всех скважин, которое производят при достижении каждой из них ограничения по водогазовому соотношению - 1 м воды на 1000 м добытого газа. Депрессии по добывающим скважинам подобраны так, чтобы обеспечить близкие темпы отбора газа и снижения пластового давления на начальном этапе истощения для всех вариантов. Забойное давление в нагнетательных скважинах при закачке газа - 250 ат.
Рассматривается 4 варианта разработки, отличающиеся способом размещения скважин и осуществления сайклинг-процесса.
Вариант 1 соответствует традиционному способу разработки газоконденсатной залежи на основе сайклинг-процесса. Система размещения скважин - пятиточечная (смещенная однорядная), все скважины вертикальные. На один элемент приходится четыре четвертинки добывающих скважин, расположенных в углах элемента, и одна нагнетательная скважина в центре элемента (фиг.1). Все скважины вскрывают с 1 по 9 сеточные слои (верхние 180 м), так что нижняя отметка интервала перфорации располагается в 40 м выше ГВК (фиг.2). Депрессия в добывающих скважинах - 10 ат.
Вариант 2 реализует предлагаемый способ разработки газоконденсатной залежи. На элемент пласта приходится по половине нагнетательной и добывающей горизонтальных скважин с длиной стволов по 400 м. Скважины размещаются вдоль параллельных сторон элемента разработки в противоположных углах элемента (см. фиг.1). Добывающий горизонтальный ствол располагается в 30 м от кровли пласта (во втором сеточном слое), нагнетательный - в 20 м над ГВК (в 11-м сеточном слое, фиг.2). Депрессия в добывающих скважинах - 30 ат.
Вариант 3 характеризуется тем же размещением горизонтальных скважин в плане, что и вариант 2. Однако в разрезе пласта нагнетательная и добывающая скважины меняются местами (фиг.2). Нагнетательный горизонтальный ствол располагается в 30 м от кровли пласта, добывающий - в 10 м над ГВК. Целью такого размещения скважин является достижение более стабильного фронта вытеснения пластового газа, который закачивается сухим (более легким) газом за счет действия гравитационного фактора. Режимы эксплуатации скважин аналогичны варианту 2.
Вариант 4 комбинирует особенности первого и второго вариантов разработки (фиг.1, 2). Четвертинки вертикальных скважин добывающих, вскрывающих верхние 180 м пласта, располагаются в углах элемента. Горизонтальная нагнетательная скважина длиной 400 м располагается в центре элемента, в 10 м над ГВК. Депрессия в вертикальных добывающих скважинах - 10 ат.
Результаты прогнозных расчетов на модели элемента разработки представлены в таблице 1. Из них следует, что при близких показателях разработки на начало сайклинг-процесса к его завершению предлагаемый способ разработки (вариант 2) обеспечивает наибольшую величину коэффициента извлечения конденсата (КИК) при нулевой добыче воды. При этом достигается наибольшая продолжительность периода эффективной закачки сухого газа - около 10 лет. Конечный КИК оказывается в этом случае также наиболее высоким в сравнении с традиционным (вариант 1) и альтернативными (варианты 3 и 4) способами разработки с применением сайклинг-процесса. В целом предлагаемый способ разработки для рассматриваемого элемента пласта обеспечивает наибольшие величины КИК, а также наиболее длительный период безводной добычи газа и конденсата.
На основании проведенных расчетов на 3D секторной газогидродинамической модели принято решение о реализации системы разработки согласно предлагаемому способу (по варианту 2). Тогда составляют детальную 3D геологическую модель рассматриваемой газоконденсатной залежи. На ее основе после процедуры ремасштабирования подготавливают и адаптируют к истории разработки залежи и результатам исследований скважин и опытных работ полномасштабную 3D газогидродинамическую модель. Формируют систему размещения добывающих и нагнетательных скважин по схеме варианта 2 и определяют очередность их ввода в эксплуатацию. Проводят прогнозные расчеты показателей разработки залежи на основе предлагаемого способа разработки. Составляют проектный документ на разработку газоконденсатной залежи. Бурят добывающую и нагнетательную скважину, осуществляют опытную добычу газа и конденсата и закачку сухого газа, проводят промысловые исследования на первоочередном участке. В соответствии с проектным документом и результатами опытных работ осуществляют поэтапное разбуривание залежи, подготовку промыслового обустройства и инфраструктуры, ввод добывающих и нагнетательных скважин в эксплуатацию.
Таким образом, предлагаемый способ разработки газоконденсатной залежи позволяет повысить конденсатоотдачу пласта, продлить период безводной добычи газа и конденсата и снизить риски от реализации сайклинг-процесса при наличии активной подошвенной воды.