Влияния неравномерности ввода залежей в разработку на величину конденсатоотдачи

Важнейшим показателем, характеризующим разработку месторождения, является коэффициент извлечения конденсата (КИК), представляющий собой отношение количества добытой продукции к геологическим запасам. Запасы конденсата в залежи определя- ются как произведение удельного потенциального содержания конденсата в 1 м3 пластового газа в г/м3, приведенного к нормальным условиям, либо в пересчете на сухой газ при этих критериях, соответственно, на размер пластового либо сухого газа в кубическом метре [2, 3, 5].

Определялось изменение начального содержания пластового газа и уточнялся текущий коэффициент извлечения конденсата по результатам специальных экспериментальных РУТ-исследований. Широкий диапазон изменения его состава в залежах и термобарических условий нахождения предопределили различное фазовое поведение пластового газа в процессе разработки, в том числе давления начала конденсации, максимальной конденсации, степени извлечения конденсата [1, 4, 7].

В обосновании величины КИК, как для Уренгойского месторождения в целом, так и по объектам разработки, был заложен принцип соблюдения пропорциональности отбора углеводородов по запасам всех залежей месторождения. Значения коэффициентов извлечения конденсата получены в результате обобщения результатов изучения представительных проб разведочных скважин по дифференциальной конденсации пластовых флюидов отдельных залежей. Величина коэффициента извлечения конденсата (0,7) принята Государственной Комиссией по запасам. При этом не учитывалось, что в условиях неравномерного ввода объектов в разработку и при наличии нефтяных оторочек наряду с дифференциальной конденсацией отбор газа частично происходит в условиях контактной конденсации, способствующей увеличению пластовых потерь конденсата в залежи, а, следовательно, и снижению коэффициента извлечения конденсата [6, 9]. Эффект контактно-дифференциальной конденсации проявляется при неравномерном по площади отборе газа. Анализ текущего состояния разработки нефтяных залежей, выполненный институтом ТюменНИИГипро-газ «Уточненный проект разработки залежей нефтяных оторочек Уренгойского месторождения», показал наличие условий для контактной конденсации углеводородов С5+ в процессе разработки за счет опережающего падения пластового давления в нефтяной части I участка в сравнении с газовой зоной на 25% (пластовое давление в нефтяной зоне 17,6-19,5, в газовой -22,0-24,0 МПа). Практика разработки месторождения показала, что указанная динамика изменения потенциала С5+ не выполняется, отмечается существенный разбаланс ожидаемых ресурсов конденсата с добычей, пластовыми потерями и остаточными запасами углеводородов [8, 10].

Давление максимальной конденсации пластового газа по залежам, судя по результатам экспериментальных исследований, на разведочном этапе находится в пределах 8-13 МПа. Конечная величина извлечения конденсата из недр по УКПГ-1АВ изменяется от 0,62 до 0,81, по УКПГ-2В; 5В; 8В - 0,62- 0,79. Можно подчеркнуть, что при одновременной эксплуатации нескольких залежей в объекте в зависимости от режима работы скважины, наблюдается их взаимовлияние. Данные исследований по растворимости и фракционному составу углеродов С5+ по скважинам положены в основу расчета кривых изменения потенциального содержания конденсата, что позволило выполнить физическое моделирование фазового поведения углеводородных систем в процессе эксплуатации. ВНИИГАЗом были обработаны показатели замеров пластового давления по скважинам Уренгойского месторождения на момент их ввода в эксплуатацию, что позволило оценить долю контактной конденсации по эксплуатационным скважинам. Как показал анализ, с начальным пластовым давлением введено около 35% скважин, в том числе 18 скважин по второму объекту, 30 по третьему, 12 – по четвертому. В результате исследований была получена экспериментальная зависимость коэффициента конденсатоотдачи (К) от доли участия контактной конденсации, данные приведены в табл. 2, которая имеет вид: К=0,7-0,55Δр0,46

Таблица 1

Результаты влияния эффекта контактной конденсации на КИК

Доля снижения пластового давления

По установлению степени влияния фактора контактной конденсации на величину извлечения углеводородов для газоконденсатной смеси валанжинских отложений Уренгойского месторождения были проведены специальные PVT-исследования. Экспериментальное моделирование эксплуатации месторождения на истощение осуществляется способом дифференциальной конденсации, а разработка в условиях неравномерного отбора газа по площади залежи проводится методом контактно-дифференциальной конденсации пластовой системы. Специальный комплекс термодинамических исследований фазового поведения углеводородной системы заключался в последовательном сочетании условий контактной и дифференциальной конденсации при снижении давления в системе от начального пластового давления 27,60 МПа до атмосферного (1ата).

Таким образом, на основании выполненных на установке PVT-соотношений комплексных экспериментальных исследований фазового поведения представительных проб газоконденсатной системы Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения установлено, что коэффициент извлечения конденсата (КИК), заложенный в проекте, значительно выше реально выполнимого. С учетом данных влияния фактора неравномерности ввода залежей по площади в разработку, возможно снижение величины конечного прогнозного КИК в сравнении с утвержденным на 6%.