Опыт существующих способов разработки нефтегазоконденсатных залежей

В настоящее время открыто множество объектов углеводородов с близкими геологическими условиями и параметрами, определяющими основные подходы, которые могут быть использованы при проектировании в качестве аналога. Так как природа условий образования нефтегазоконденсатных залежей разнообразна, поэтому практически очень сложно подобрать комплексный аналог какому-либо месторождению с тем, чтобы на его примере найти оптимальную систему разработки. Вследствие этого представленный опыт существующих способов разработки газоконденсатонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений, которые могут быть положены в основу обоснования дальнейшей стратегии разработки нефтегазоконденсатных залежей Ен-Яхинского месторождения [1, 2, 3].

В промышленной разработке Ен-Яхинского месторождения находятся только газонасыщенные залежи пластов БУ 8 ^1-2 и БУ 10 ² , эксплуатация которых осуществляется в режиме истощения пластовой энергии. Задержка ввода в разработку оторочки пласта БУ 8 ^1-2 , при последующем снижении энергетического потенциала в залежи, негативно отразится на извлечении запасов нефти. Оторочка нефти в пласте БУ₈ ^1-2 по сравнению с залежью в пласте БУ 8 ³ -9 характеризуется более низкой степенью изученности. Притоки нефти без примеси пластовой воды, свободного газа и конденсата в незначительных количествах (6-13 т/сут) получены при испытании только трех разведочных скважин 450, 459 и 494. Данное обстоятельство обуславливает необходимость уточнения добывных возможностей скважин и решения вопросов промышленного освоения запасов нефти. Поэтому, рекомендуемый вариант предусматривает организацию методов поддержания давления, как в газонасыщенной части залежи в блоках, контактирующих с нефтяной оторочкой, так и в нефтяной с помощью внутриконтурного заводнения.

Нефтегазоконденсатные залежи, в отличие газовых, газоконденсатных или нефтяных, характеризуются значительно большим многообразием применяемых систем разработки, обусловленных совместным залеганием в залежи нефти и газа, непосредственно контактирующих друг с другом. Как правило, эксплуатация месторождений с подобными пластами направлена на разработку какого-либо одной залежи. Отсюда и подход к организации добычи углеводородов из указанных месторождений, являются в определенной степени односторонним и не обоснованным. При этом, очередность ввода в разработку залежей с совместным залеганием нефти и газа при проектировании основана на принципе преобладания запасов какого-либо углеводородного сырья. Именно для максимального извлечения данного сырья, добыча которого рассматривается в качестве основного, и направлены приоритетные проектные решения. Так, на газонефтяных и газоконденсатонефтяных месторождениях Западной Сибири и Крайнего Севера, несмотря на наличие промышленных запасов газа, осуществляется первоочередная выработка запасов нефти, а газовые шапки консервируются на неопределенное время (Варьеганское, Уренгойское, Федоровское и др.). Вместе с тем, в практике нефтегазодобычи в до перестроичный период имеются примеры, когда при добыче нефти из газонефтяной залежи, прорвавшийся в нефтяные скважины свободный газ газовой шапки, сжигался на факелах из-за невозможности его утилизации. При проведении пробной эксплуатации скважин, вскрывших газоконденсатные залежи на Западно-Таркосалинском месторождении в течение длительного времени осуществлялась только реализация конденсата, а весь, добываемый при этом, газ также сжигался на факелах. В настоящее время, в связи с ужесточением требований по наиболее полно- му извлечению всех углеводородов, содержащихся в продуктивных пластах, практика такого одностороннего подхода должна быть полностью исключена и особенно для нефтегазоконденсатных залежей [4, 5, 6].

На Ен-Яхинском месторождении содержатся значительные запасы газа в газовых шапках, извлекаемые объемы которого, в условных единицах, более чем в шесть раз превышают запасы конденсата и в 10 раз запасы нефти. Данное обстоятельство в определенной степени предопределило первоочередную организацию добычи конденсатосодержащего газа из залежей. Вместе с тем, продолжение дальнейшей разработки только газоконденсатных частей при истощении пластовой энергии отрицательно скажется на последующем извлечении запасов нефти.

Внедрение методов поддержания пластового давления в газоконденсатной части с начала разработки залежей позволяет сохранить в этот период целостность нефтяных оторочек и повысить конденсатоотда-чу пластов. Однако реализация данного способа вследствие увеличения капитальных и текущих затрат ведет к существенному снижению прибыли предприятия и становится эффективной, в зависимости от соотношения цен на газ и конденсат, лишь при определенных величинах начального конденсатосодержания и динамики его изменения при снижении пластового давления в залежи. Именно с позиции экономической целесообразности продолжают разрабатываться с поддержанием пластового давления отдельные месторождения [7-9].

В процессе предварительных проработок для условий Ен-Яхинского месторождения с помощью расчетного моделирования определено влияние различных факторов конденсатоотдачи пластов с поддержанием пластового давления, в том числе продолжительность предварительного истощения, степень компенсации отбора, продолжительность закачки, тип закачиваемого агента. Выполненная оценка различных вариантов показала, что наиболее приемлемым способом разработки является сайклинг-процесс при предварительном истощении залежей и закачке углеводородных растворителей после достижения давления максимальной конденсации. Однако, выявленные в ходе доразведки и начального периода разработки газоконденсатных залежей обстоятельства препятствуют дальнейшей реализации основных проектных решений по реализации сайклинг-процесса на месторождении по следующим причинам:

• -    во-первых, нагнетание газа планировалось осуществлять через центральный ряд скважин, который оказывает влияние на повышение конденсатоотдачи только в сводовой части залежи между рядами добывающих скважин, расположенных вдоль нефтяной оторочки со значительными запасами нефти в пласте БУ₈ ^1-2 . В результате, как свидетельствуют данные гео-логидрогазодинамического моделирования, в настоящее время текущее пластовое давление в скважинах, прилегающих к нефтяной оторочке снизилось до 19,523,5 МПа, что уже сказалось на энергетическом состоянии в оторочке и кондициях запасов нефти;

• -    во-вторых, при планируемом переводе около трети добывающих скважин под закачку без изменения их общего количества, темп отбора газа из залежей

оставлен без изменения, что вызывает необходимость значительного увеличения производительности скважин и более раннего ввода ДКС по сравнению с режимом истощения;

• -    в-третьих, наличие тектонических нарушений, которые могут носить слабопроводящий или непроводящий характер, технологическая и экономическая эффективность принятой системы нагнетания для повышения конденсатоотдачи значительно снижается в результате уменьшения коэффициента охвата залежи воздействием;

• -    в-четвертых, проектные решения не учитывают фактического состояние пробуренного фонда на пласт БУ ₁₀ ² , которым активной разработкой, в настоящее время охвачена только западная и частично центральная часть залежи;

• -    в-пятых, принятая в проекте полная компенсация отбора закачкой за счет дополнительных объемов газа, добытого из сеноманской залежи, как свидетельствуют результаты моделирования, практически не оказывают влияния на повышение конденсатоотдачи, однако ухудшают экономические показатели процесса.

Вследствие недостаточной изученности, а также отрицательных экономических показателей добычи нефти из оторочки пласта БУ₈ ^1-2 , основными проектными решениями на начальном этапе её освоения, предложено бурение и организация пробной эксплуатации четырех скважин с последующей разработкой на ограниченных, с более высокими фильтрационноемкостными параметрами, участках в режиме истощения пластовой энергии. При этом, достигаемые расчетные коэффициенты нефтеотдачи прогнозируются значительно ниже утвержденных значений.

В последние годы, для повышения нефтеотдачи, нашли широкое распространение методы вскрытия продуктивных пластов скважинами с горизонтальным или субгоризонтальным окончанием. Для условий Ен-Яхинского месторождения данный способ в сочетании с поддержанием пластового давления является наиболее приемлемым, поскольку позволит отодвинуть период безгазовой эксплуатации скважин до отбора основных запасов нефти. Так, что нефтегазоконденсатные залежи Ен-Яхинского месторождения характеризуются сложным геологическим строением с наличием отдельных блоков и различным фазовым состоянием пластовых углеводородных систем в них. Данное обстоятельство вызывает необходимость раздельного рассмотрения, на основе накопленного опыта и достигнутого уровня развития техники и технологии добычи углеводородов, самостоятельных или комбинации нескольких методов воздействия на залежь. Учитывая выше сказанное, для обоснования расчетных вариантов разработки нефтегазоконденсатных залежей следует исходить из следующих основных принципов:

• -    каждый из добываемых углеводородных продуктов, содержащихся в пласте должен рассматриваться в качестве целевого без выделения приоритетов в организации его добычи;

• -    варианты разработки залежей должны предусматривать применение методов воздействия на пласт, направленных на достижение утвержденных коэффициентов извлечения жидких углеводородов;

• -    варианты разработки должны формироваться с учетом современного уровня и тенденций развития технологии добычи газа, конденсата и нефти.