Одной из наиболее важных геолого-промысловых характеристик зале­жи является глубина ее залегания. Для газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей она варьирует от менее 1000 до 6000 м и более. При не­больших отступлениях обычно выдерживается прямая зависимость началь­ного пластового давления, начального содержания конденсата в газе и об­ратная зависимость пористости, а также проницаемости от глубины залегания продуктивных отложений. Серьезной проблемой является эксплуата­ция скважин на месторождении при наличии в их продукции значительно­го количества свободной жидкости (углеводородного конденсата, нефти, воды). Особенно усугубляется эта проблема при больших глубинах залега­ния объекта разработки, поскольку отечественные газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения эксплуатируются, за редким ис­ключением, на режиме использования только естественной энергии пласта и на определенной стадии отбора запасов углеводородов снизившееся за­бойное давление не обеспечивает вынос жидкости на поверхность, дебит скважины падает, и в конце концов скважина может остановиться.

Таким образом, поддержание пластового давления при разработке ме­сторождения является средством не только повышения углеводородоотдачи пласта, но и сохранения работоспособности добывающих скважин.

Примеры различных, достаточно широко применяемых за рубежом вариантов поддержания давления в залежи нагнетанием газа были рассмот­рены выше (в предыдущем разделе).

Закачка воды в продуктивные газоконденсатные и нефтегазоконден­сатные пласты также может в конкретных случаях явиться приемлемым способом повышения эффективности разработки объекта. Однако отме­ченные выше особенности глубокозалегающих продуктивных пластов и скважин обычно ограничивают возможности искусственного заводнения. Иногда препятствием для данного метода воздействия может явиться резкая неоднородность и трещиноватость пород, поскольку лабораторные экспе­рименты указывают на быстрые прорывы воды в этом случае к добываю­щей скважине. Тем не менее предложены варианты технологий разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, позволяющие достаточно успешно применять заводнение в условиях конкретных объек­тов.

Ниже излагаются результаты некоторых теоретических, эксперимен­тальных и промысловых исследований по проблеме повышения эффектив­ности разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей и поддержания работоспособности добывающих скважин путем воздействия на залежь нагнетанием воды или путем регулирования отборов пластовых флюидов.

В.Н. Мартос проанализировал результаты использования заводнения при разработке ряда отечественных и зарубежных нефтегазовых и нефте­газоконденсатных месторождений [10, 26]. В отличие от газоконденсатных месторождений, при этом важна последовательность отбора запасов угле­водородов, изначально представленных не только газовой фазой в пласто­вых условиях, но и жидкой. Если запасы жидких углеводородов (нефти) до­статочно велики, то иногда именно эти углеводороды представляют основ­ной объект эксплуатации.

В промышленных масштабах впервые в России на Бахметьевском ме­сторождении было применено барьерное заводнение в 60-е годы. Нефтега­зовая залежь Б1 тульского горизонта приурочена к брахиантиклинальной складке с пологим восточным (1,5 — 2°) и крутым западным (до 40°) крылья­ми. Продуктивный пласт залегает на глубинах 1000—1100 м. В разрезе на­считывается до шести слоев мелко- и среднезернистых, неравномерно кон­солидированных песчаников, различающихся переменной толщиной. Эти слои расчленены глинами и алевролитами. Наиболее выдержаны по площа­ди три верхних слоя, причем два из них изолированы от остальной толщи глинистым пропластком толщиной от 1 до 6 м. Соответственно в продук­тивном интервале выделяют верхнюю пачку Б}, включающую два первых песчаных слоя, и нижнюю Б,2, объединяющую остальные.

Начальное положение ВНК в обеих пачках было одинаковым, на аб­солютной отметке минус 913 м. ГНК занимал различное положение: в пач­ке Б| на отметке минус 875 м, в пачке Б,2 — минус 860 м. Этаж нефтенос­ности составлял соответственно 38 и 53 м, газоносности 69 и 50 м. Отно­шение объемов газовых и нефтяных зон равнялось 1,2 и 0,2, причем 80 % всех запасов нефти было сосредоточено в нижней пачке. Начальное плас­товое давление составляло 10,4 МПа.

Нефть нафтенометановой природы характеризовалась в пластовых ус­ловиях начальными вязкостью 4,5 мПа-с и плотностью 0,808 г/см3. Объем­ный пластовый фактор нефти был равен 1,11, газонасыщенность нефти — 60 м3/т. Давление насыщения было близко к начальному пластовому давле­нию.

Согласно первоначальному варианту, разработку залежи предполагали вести путем отбора только нефти при консервации газовой шапки, под­держивая давление нагнетанием воды за контур нефтеносности. На восточ­ном крыле структуры с основными запасами нефти пробурили три ряда эксплуатационных скважин, сосредоточив их преимущественно в пределах чисто нефтяной зоны пачки Б2. Чтобы избежать загазовывания нефтяной оторочки, скважины центрального ряда предполагалось эксплуатировать при забойных давлениях не ниже давления в газовой шапке.

В промышленную разработку залежь ввели в 1955 г., однако проект­ные показатели не были выдержаны: закачка воды не компенсировала от­боров нефти. К 1960 г. пластовое давление снизилось на 1 МПа, начали загазовываться скважины внутреннего ряда. Некоторые скважины с особен­но высокими газовыми факторами остановили и законсервировали. В этой ситуации специалисты института "ВолгоградНИПИнефть" предложили на­ряду с законтурным применить барьерное заводнение. Несмотря на нерав­номерность ряда «барьерных» скважин, задержки в освоении и в темпах нагнетания воды, закачка воды в зону нефтегазового контакта благоприят­но повлияла на динамику отборов нефти и нефтеотдачу. Согласно прогно­зу, конечная нефтеотдача должна была составить примерно 70 % от началь­ных запасов. В 1970 г. была введена в эксплуатацию газовая шапка, что стало возможным благодаря барьерному заводнению. Наблюдениями за скважинами внешнего и среднего рядов, которые испытывали влияние ба­рьерного заводнения, было установлено, что отсеченный водой газ переме­щается в глубь оторочки. По этой причине газовые факторы скважин вре­менно возрастали до нескольких тысяч м3/т. За газом двигался нефтяной вал. После его подхода к скважинам газовые факторы резко снижались, а дебиты скважин нередко превышали начальные величины. Геофизическими исследованиями был установлен характер растекания воды на подошве пласта. Возможно, на него повлияла не только гравитация, но и слоистая неоднородность нижней пачки. Было также установлено, что продвижение воды в газонасыщенную зону шло неравномерно: в нижней, более прони­цаемой пачке фронт воды продвигался быстрее, нежели в верхней пачке.

Опыт применения барьерного заводнения на Бахметьевском место­рождении весьма полезен, несмотря на ряд недостатков системы разработ­ки, поскольку продемонстрировал реальные возможности повышения углеводородоотдачи пластов.

Несомненный интерес представляет описанный В.Н. Мартосом опыт применения барьерного заводнения при разработке крупной нефтегазо-конденсатной залежи месторождения Адена (США, Колородо, округ Мор­ган). Моноклинально залегающий продуктивный пласт дакота мелового возраста представлен мелкозернистыми песчаниками со средней пористос­тью 19,7 % и проницаемостью 356-10"15 м2. Угол падения пласта около 0,5°, средняя глубина залегания минус 1725 м, средняя толщина 9 м. Размеры за­лежи в плане 5,5x11 км, площадь нефтеносности 3410 га, газоносности 1880 га.

Начальное пластовое давление составляло 10,7 МПа, температура 81,4 °С. Плотность нефти 0,8096 г/см3, вязкость при пластовых условиях 0,35 мПа-с. Газонасыщенность нефти при начальных пластовых условиях была равна 89 м3/м3. Геологические запасы нефти оценены в 22,1 млн. м3.

Газоконденсатная зона залежи была открыта в мае 1953 г., неф­тяная — в ноябре 1953 г. К середине 1954 г. на месторождении имелось 170 нефтяных и 15 газовых скважин. По первоначальному плану залежь пред­полагалось разрабатывать на нефть с консервацией газовой шапки, причем давление поддерживать не предполагалось.

За первые 9 мес разработки нефтяной оторочки пластовое давление понизилось на 0,52 МПа. Нефтяные скважины вблизи ГНК вступали в ра­боту с повышенным газовым фактором и быстро загазовывались. Быстро возрастал газовый фактор и на скважинах, удаленных от начального ГНК. Анализ динамики показателей эксплуатации скважин свидетельствовал о том, что основные энергетические ресурсы пласта обусловлены сжатым газом газовой шапки и растворенным в нефти газом. Из-за пологого зале­гания пласта режим газовой шапки оказался малоэффективным, наблюда­лась тенденция к загазовыванию нефтяной оторочки вследствие локальных прорывов газа по высокопроницаемым пропласткам.

Лабораторные опыты на кернах, отобранных из продуктивного объ­екта, показали, что эффективное извлечение остаточных запасов нефти должно обеспечить заводнение. Было установлено также, что линейное за­воднение в данном случае целесообразнее площадного.

При составлении проекта вторичной разработки залежи рассматрива­ли два варианта. По первому из них предполагалось осуществить прикон-турное заводнение, по второму — барьерное. После тщательного изучения преимуществ и недостатков этих вариантов был выбран второй — барьер­ное заводнение.

Согласно принятому проекту в зоне контакта газ — нефть были про­бурены 24 нагнетательные скважины. Кроме того, под нагнетание переобо­рудовали восемь эксплуатационных скважин. Закачку воды начали 1 июля 1957 г. Темп нагнетания за 6 мес возрос с 6350 до 11 900 м3/сут. К ноябрю 1957 г. между нефтяной и газовой зонами был образован сплошной водя­ной барьер. Пластовое давление начало повышаться.

Первоначально общую нефтеотдачу после окончания заводнения оце­нивали в 55 %. Фактический ход разработки показал, однако, что отдель­ные участки в пределах нефтяной оторочки слабо реагировали на закачку воды. Было установлено также, что в подошве продуктивного интервала имеется малопроницаемый пропласток, не охваченный вытеснением. С учетом этих обстоятельств было подсчитано, что коэффициент нефтеотда-чи по различным участкам составит от 55 до 40 % при среднем значении 47 %.

Ход разработки и достигнутые результаты подтвердили рациональ­ность барьерного заводнения на месторождении Адена. По расчетам, экс­плуатацией залежи на истощение можно извлечь максимум 30 % геологиче­ских запасов нефти. Таким образом, дополнительный прирост нефтеотда-чи за счет закачки воды уже к середине 1965 г. составил 10 %, а общий прирост — 17 %. Однако выигрыш, полученный благодаря применению ба­рьерного заводнения, этим не исчерпывается. В период разработки залежи на истощение промысел испытывал значительные затруднения, связанные с загазовыванием скважин. Скважины приходилось останавливать из-за превышения предельно допустимых газовых факторов. Поддерживать нор­мированный темп извлечения нефти при достигнутой нефтеотдаче 12 % оказалось невозможным. Это означало, что срок разработки залежи рас­тянулся бы на долгие годы. Барьерное заводнение радикально изменило по­ложение дел на промысле. Указанные затруднения отпали вскоре после за­качки воды.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13