Перспективи розробки НГКП із тонкими нафтовими облямівками

Перспективи розробки НГКП із тонкими нафтовими облямівками

Переважна більшість НГКП в Україні належать до категорії дрібних і володіють тонкими нафтовими облямівками. Для таких родовищ розкриття нафтових зон перфорацією в оптимальних інтервалах не дозволяє досягти значних коефіцієнтів вилучення нафти. Застосування регульованого відбору газу і нафти для підтримання постійного рівня ГНК є безперспективним в зв'язку з низькою проникністю колекторів та відсутністю водонапірного режиму.

Зокрема при розробці НГКП Більського НГКР, проводячи перфорацію нафтової облямівки інтервалом менше одного метра у зонах наближених до ВНК, термін роботи свердловини нафтою (до моменту прориву вільного газу) складав кілька місяців, а накопичений видобуток нафти по свердловинах склав від кількох десятків тон до кількох сотень тон. Як наслідок, незважаючи на щільне розбурювання родовища (24 нафтові свердловини), коефіцієнт вилучення нафти складає 1,7 %.

Те, що значна частина рідких вуглеводнів після розробки родовища залишається в земних надрах, призводить до необхідності пошуків нових способів їх розробки. Наукові дослідження в Україні в цьому напрямку проводили Борисовець І. І., Синюк Б. Б., Бікман Є. С., Співак В. Є., Магасевич В. Й. та ін., розробки яких захищено авторськими свідоцтвами.

Оскільки проблемою розробки нафтових облямівок є швидкий прорив верхнього газу у видобувні нафтові свердловини, необхідно до початку розробки переміщення запасів нафти з тонких облямівок з великою площею у поклади з меншою площею та більшою висотою.

Природно, що висота газової частини найбільша в склепінній частині покладу і зменшується до периферії. Тому, нагнітаючи газ в склепінну частину, можна відтіснити нафту до периферії, а газ з периферійних ділянок, де утворяться нафтові зони без верхнього газу, що, при наступному видобутку нафти дозволить уникнути утворення газових воронок у районі видобувних нафтових свердловин (рисунок 1б).

Рисунок 1. Розподіл тиску в пласті при нагнітанні газу в нафтову зону (а) та схема зміщення нафтової облямівки (б).

При нагнітанні газу у радіальному напрямку діє сила (Fr) спричинена перепадом тиску між тиском на даному радіусі та середнім пластовим тиском. У вертикальному напрямку (Fz) фільтрація проходить внаслідок надлишкового над гідростатичним перепаду тиску між нафтою та газом (рисунок 1а). Суцільною лінією позначений розподіл тиску в нафтовій зоні, пунктирною - у газовій. Цей перепад тиску пов'язаний з різницею у гідро- та п'єзопровідності газового та нафтового пласта, а також із стисливістю газу.

Згідно попередніх розрахунків визначено, що при закачуванні газу витратою 100 тис. м3/доб, при проникності пласта 15·10_15 м2 та пластовому тиску 40 МПа, надлишковий над гідростатичним перепад тиску між нафтовою та газовою зонами складе близько 20 кПа.

Після деякого часу нагнітання газу площина ВНК в районі нагнітання газу понизиться, а на відстані кількох десятків метрів від нагнітальної свердловини почне підійматись. Це явище часто має негативний характер при розробці газоконденсатних родовищ з використанням сайклінг-процесу. В районі нагнітальних свердловин (в зонах високого тиску) рівень ВНК практично не змінний, а на віддалених ділянках почне підійматись. При видобутку газоконденсатної суміші та створення додаткової депресії, підйом води має точковий характер - у вигляді конусу в районі видобувної свердловини. Наслідком є значна деформація рівня ВНК та передчасне обводнення видобувних газоконденсатних свердловин.

За умови відсутності точкових стоків (припинення відбору вуглеводнів на час нагнітання газу) нафтова облямівка буде зміщуватись по ділянках з найбільшою гідропровідністю, накопичуючись у вигляді штучно створених покладів з значно вищою висотою, ніж початкова товщина нафтової облямівки. Оскільки відбір вуглеводнів при нагнітанні газу не поводиться, витіснення нафти водою буде походити по значному фронту. Фактично, нагнітанням газу можна створити для нафтової частини НГКП водонапірний режим.

Крім того, нагнітання газу без відбору вуглеводнів призводить до підйому пластового тиску. В переважній більшості НГКП тиск насичення нафти дорівнює початковому пластовому і дорівнює тиску початку конденсації.

В цілому, нафти нафтових облямівок легкі та сильногазовані, відповідно, при збільшенні тиску, значна частина нафти може перейти в газову фазу. Згідно проведених досліджень (проведених у Чернігові відділенням УкрНДГРІ) для газових св. 24, 27 Личківського НГКР, які при дослідженнях працювали газоконденсатною сумішшю з виносом нафти, підйом пластового тиску по св. 24 з 40,5 МПа до 46,7 МПа і по св. 27 з 41,13 МПа до 50,5 МПа дозволить збільшити вміст конденсату за рахунок ретроградного випаровування нафти на 65 г/м3 і 185 г/м3 відповідно.

Якщо нагнітання газу проводити до початку розробки, нафта, яка витісняється на периферійні ділянки, при вищому тиску розчинить в собі більше пластового газу, відповідно залишкова газонасиченість порового простору в який надійшла нафта буде знижуватись зі зростанням тиску, а об'єм самої нафти в пласті за рахунок цього зросте.

Звичайно, враховуючи навіть збільшення об'єму нафти в пласті за рахунок розчинення в ній деякої кількості пластового газу, об'єм новоутворених нафтових зон буде меншим ніж початковий об'єм нафтової облямівки. Але за рахунок більшої висоти можна досягти вищих коефіцієнтів вилучення нафти до моменту прориву газу.

Внаслідок стисливості газу та низької пружної стисливості води, після нагнітання газу, об'єм порового простору зайнятого вуглеводнями практично не збільшиться. Цьому сприяє також висока тектонічна активність нафтогазоносних регіонів України та літологічна неоднорідність колекторів, що не сприяє відтоку пластової води.

Після прориву газу у видобувні нафтові свердловини, родовище розробляється як газоконденсатне.

В порівнянні з закачуванням води, закачуванням сухого газу можна збільшити початковий пластовий тиск, а тиск початку конденсації зменшити (оскільки запас конденсату залишається постійним). Нагнітання води для підйому пластового тиску робить також неможливим наступне використання нагнітальної свердловини для видобутку газу.

В цілому можна зробити висновок про перспективи розробки НГКП з попереднім підйомом пластового тиску до розрахункового значення. Розрахункове значення пластового тиску визначається за результатами моделювання пластових умов, економічної доцільності та технічної можливості компресорних станцій. Що до останнього, то, оскільки більшість родовищ - дрібні, необхідне виготовлення пересувних (для швидкого переведення на інші родовища) компресорів з високим робочим тиском (50 МПа) та відносно невисокої продуктивності (100 - 200 тис. м3/доб).

Необхідно зазначити, що навіть при наявності однієї свердловини на НГКП та кількох покладів на родовищі, можна використовувати періодичне закачування газу в кожен поклад. При цьому проходить видобуток газоконденсатної суміші однією свердловиною, наступна осушка газу та закачування в іншу свердловину. Реалізується тільки конденсат. Після досягнення розрахункового тиску в покладів де проводиться нагнітання газу. Процес закачування газу проводять в зворотному напрямку. Підтвердженням перспективності закачування газу в одну свердловину є високий вміст конденсату у газі з підземних сховищ газу.