Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
Наиболее четко новый подход к разработке месторождений со сложным составом газа проявляется на примере месторождений Прикаспийской впадины.
Оренбургский газовый комплекс поставляет потребителям товарный газ, стабильный конденсат, серу, сжиженные газы, меркаптаны, гелий, ШФЛУ.
Период постоянной добычи основных компонентов (газа и сероводорода) на Оренбургском месторождении составил около 10 лет.
Новый подход проявился прежде всего в появлении понятия базовых месторождений по доминирующим, наиболее ценным компонентам. Астраханское месторождение рассма-
339
тривается как базовое по поставке сырья для выработки серы, а Карачаганакское — как базовое по добыче жидких углеводородов. Это означает, что прогнозируется долговременный период постоянных поставок соответственно по сере и жидким углеводородам.
Впервые в отечественной практике на Карачаганакском месторождении планировалось применение крупномасштабного сайклинг-процесса. Весь сухой газ, полученный после переработки сырья на газохимическом комплексе, предполагалось использовать для обратной закачки в пласт. Предусмотрены были, в случае необходимости, дополнительные поставки газа для закачки из транзитных магистральных газопроводов.
При освоении Астраханского и Карачаганакского месторождений, служащих долговременной сырьевой базой газохимических комплексов, на первый план выдвигается проблема комплексного и максимального использования всех компонентов, находящихся в пластовом флюиде, а также ох-раны окружающей среды. Темпы разработки таких месторождений и их конечная компонентоотдача определяются мощностями и рентабельностью газохимических комплексов.
Три месторождения определяют стратегию освоения газовых ресурсов Прикаспийской впадины — Оренбургское, Ка-рачаганакское, Астраханское. Каждое из них имеет свои особенности, требующие учета при проектировании их разработки и эксплуатации. Однако эти месторождения имеют и существенно сходные признаки — большой этаж газоносности, карбонатные коллекторы пермо-карбонового возраста, наличие H2S, СО2, конденсата, жесткая связь динамики добычи газа с работой газохимического комплекса.
Оренбургское газоконденсатное месторождение (ОГКМ) — сравнительно неглубокозалегающее (1300 —1800 м) с этажом газоносности до 550 м. Характеризуется неоднородным по площади и разрезу составом газа и содержанием стабильного конденсата 64 — 72 г/м3; имеются сероорганические соединения. Пластовое давление 20,4 МПа, пластовая температура 32 °С. К основной газоконденсатной залежи приурочены нефтяные оторочки.
Эксплуатация ОГКМ связана с трудностями, обусловленными быстрым снижением пластового давления в зонах отдельных УКПГ, приуроченностью значительных запасов к малопроницаемым коллекторам, активными водопроявле-ниями, отложениями солей, агрессивностью и токсичностью газа.
340
На ОГКМ в пятисотметровой толще карбонатных пород выделено и прокоррелировано 36 укрупненных пластов с различными емкостными и фильтрационными свойствами. Залежь по предложению Р.И. Вяхирева разделена на три эксплуатационных объекта, существенно отличающихся по площади, коллекторским свойствам, составу газа [3, 4].
Отработка продуктивной толщи и избирательное продвижение пластовой воды определяются наличием в разрезе и площадным распространением коллекторов с улучшенными фильтрационными свойствами, а также зонами с субвертикальной газодинамической связью между объектами.
Быстрому снижению пластового давления в отдельных зонах способствует неравномерная отработка залежи по площади и разрезу, наличие неразбуренных зон, занимающих более 30 % площади [5].
Разница в пластовых давлениях по объектам достигает 1,5 — 2 МПа, что приводит к появлению устойчивых межпластовых перетоков. В наименьшей степени отрабатываются низкопроницаемые коллекторы объекта I, запасы которого составляют 25 % общих. Для малопроницаемых коллекторов дискуссионным остается вопрос о промышленных запасах пластового флюида, так как принимаемый сейчас нижний предел пористости (m = 6+7 %) не всегда служит надежным критерием и требует учета проницаемости и начальных градиентов давления.
Анализ зависимостей S/z от <Эдоб для зон отдельных УКПГ позволяет сделать вывод о том, что избирательное внедрение пластовых вод в залежь не оказывает заметного влияния на восстановление пластового давления. По большинству УКПГ наблюдается практически газовый режим. Одной из главных особенностей и осложнений при разработке ОГКМ было интенсивное избирательное обводнение скважин уже на первом этапе эксплуатации. Стадию обводнения прошло более 100 скважин; процесс обводнения месторождения продолжается.
При избирательном продвижении воды в слоистую неоднородную залежь текущее пластовое давление может оказаться ниже линии газового режима в связи с защемлением целиков газа и ухудшением площадной вертикальной газодинамической связи между пластами.
Промыслово-геофизические данные свидетельствуют об избирательном продвижении пластовых вод в залежь по наиболее проницаемым и относительно изолированным пластам небольшой толщины. Доминирующее избирательное про-
