Оценка увеличения продуктивности газоконденсатных скважин на поздней стадии разработки месторождений

Тюменский ГНГУ, г. Тюмень, Россия

Гапром ВНИИГАЗ, г. Москва, Россия

С целью увеличению продуктивности работы скважин выполнена оценка влияния газовых и жидких реагентов на фильтрационные процессы. Для анализа эффективности воздействия на ПЗП различных типов растворителей, было проведено математическое мо- делирование работы скважины при пластовом давлении 10-12,0 МПа. В результате численного эксперимента дифференциальной конденсации с применением пакета PVTsim получена динамика насыщенности жидкой фазой, содержания компонентов смеси в газовой фазе и рассчитано потенциальное содержание углеводородных компонентов конденсата. Кривые относительных фазовых проницаемостей для систем «конденсат – газ» и «конденсат – вода» воспроизведены на основании обобщения экспериментальных данных по залежам неокомских отложений. В качестве углеводородных реагентов закачивался сухой газ, пропан-бутановая смесь (в соотношении 50/50, % мол.) и этан. В ходе эксперимента насыщенность конденсатом в ПЗП достигла критической в радиусе 5 метров, конденсатный вал достигал радиуса 20 метров вокруг скважины. Нагнетание растворяющего агента моделировалась в течение семи суток (пропанбутановая смесь продавливалась в пласт сухим газом в течение дополнительных суток). Рассчитывался объем закачки пропан - бутановой фракции (ПБФ) составлял - 200, 300 и 450 тыс. м3 с продувкой сухим газом в количестве 240, 360 и 550 тыс. м3 соответственно и газообразных растворителей в объеме 200, 300 и 500 тыс. м3. После обработки скважина эксплуатировалась с постоянным дебитом 150 тыс. м3/сут. По данным теоретических и экспериментальных исследований, физические явления, происходящие в процессе обработки скважины газом и промежуточными углеводородными компонентами, различаются. При закачке в скважину сухого газа происходит процесс испарения промежуточных и тяжелых компонентов из пластовой жидкости в нагнетаемый газ и вынос за пределы призабойной зоны. Этан, растворившись в выпавшем конденсате при постоянном компонентном обмене в смеси, формирует на фронте вытеснения газоконденсатный вал с повышенной насыщенностью, при которой начинается двухфазная фильтрация. При движении насыщенность в нем понижается из-за испарения легких компонент смеси. Через несколько дней после обработки этот вал останавливается, не достигая забоя скважины.

Нагнетание пропан-бутановой смеси с продавкой сухим газом осуществляет процесс оттеснения газоконденсатной системы из прискважинной области пласта. Образовавшийся вал углеводородной жидкости, продвигается сухим газом в вглубь залежи. На переднем фронте оторочки происходит смешивающееся вытеснение конденсата реагентом с доминированием ретроградной конденсации. В глубине пласта преобладает процесс испарения углевородородов. В результате обработки выпавший конденсат удаляется. После осушения призабойной зоны продуктивность скважины восстанавливается. Фазовое поведение пластовой смеси после обработки определяет изменение продуктивности скважины во времени.

Так, наименьшая продуктивность наблюдается в случае закачки сухого газа. В добываемом пластовом газе отмечается незначительное увеличение мольной доли метана, этана и пропана, в большей степени – бутана. Продуктивность после обработки этаном и пропан-бутановой смесью в 5 раз больше, чем до обработки. После обработки этаном происходит увеличение в продукции – этана, тяжелых компонент с молярной массой 98-250 г/моль. После обработки ПЗП пропан-бутановой смесью увеличение доли углеводородных компонентов конденсата в продукции не наблюдается.