Разведанные залежи нефти отличаются достаточно высоким внутренним энергетическим потенциалом, однако в связи с их полузакрытостью либо полной изолированностью от законтурной системы характеризуются даже при низких темпах отбора высоким темпом падения пластового давления.
Как показали технологические расчеты, разработка продуктивных пластов на естественном режиме характеризуется неустойчивой динамикой отбора и низкой выработанностью запасов.
Период эксплуатации залежей, когда пластовое давление становится ниже давления насыщения нефти газом, будет сопровождаться интенсивным ростом газового фактора. Более предпочтительна с позиций народнохозяйственной эффективности технология разработки продуктивных пластов с использованием методов поддержания пластового давления. Наиболее конкурентоспособной является технология, предусматривающая наряду с поддержанием пластового давления максимальное использование естественного энергетического потенциала пластов. При этом имеется в виду, что на первом этапе разработка залежей осуществляется на естественном режиме со снижением пластового давления до уровня насыщения нефти газом или до давления начала конденсации, а затем она продолжается с поддержанием пластового давления. Такой подход позволяет достичь более высокого (на 25-30 %) народнохозяйственного эффекта (ННЭ) и более высокой выработки запасов по сравнению с технологией, когда поддержание пластового давления осуществляется с самого начала разработки пластов.
Менее определенными представляются пока решения, связанные с выбором вытесняющего агента. Для более полного извлечения “летучих” нефтей, какими являются нефти рассматриваемой территории, в зарубежной практике широкое распространение получила закачка в пласт газа высокого давления. Газовая технология, особенно при режиме смешивающегося вытеснения, обеспечивает наиболее высокие значения нефтеотдачи и с этой точки зрения является максимально конкурентноспособной по сравнению с другими известными режимами вытеснения Вытеснение “летучей” нефти водой в промышленных условиях не производилось.
Однако предпосылки для получения положительных результатов имеются. Это прежде всего благоприятное соотношение вязкости нефти и закачиваемой воды (=0,l-0,2), что позволяет обеспечить значительный объем добычи нефти в безводный период разработки. В то же время вследствие уменьшения гидропроводности в заводненных зонах пласта резко снизится отбор жидкости и для поддержания стабильной добычи потребуется существенное увеличение давления нагнетания. Кроме того, значительно ухудшится соотношение между количеством нагнетательных и добывающих скважин. Связано это с тем, что по мере замещения нефти водой будет происходить постоянное снижение гидропроводности пласта (вязкость воды на порядок выше вязкости нефти).
Имеются серьезные проблемы с водообеспечением, так как месторождения описываемой зоны расположены в безводном районе. Разработка их с заводнением потребует на поздней стадии перевод скважин на механизированную добычу, однако многие вопросы техники извлечения нефти с высоким газовым фактором не получили до сих пор удовлетворительного решения.
Для “летучих” нефтей объем жидкой фазы, конденсирующейся из попутного газа в промысловых сепараторах, может быть равен или даже превышать объем добываемой товарной нефти. Следовательно, применение традиционных систем обустройства для сбора и подготовки нефти неизбежно приведет к большим потерям жидкой фазы.
Все эти проблемы снимаются при применении в процессе разработки продуктивных пластов, насыщенных “летучей” нефтью, газовой технологии. Использование газа для поддержания пластового давления обеспечивает в течение всего срока фонтанный способ эксплуатации скважин, что имеет исключительно важное значение в условиях, когда глубина скважин превышает 4500 м. Эта технология представляется наиболее целесообразной и с позиции обустройства месторождения, так как отпадает необходимость параллельного строительства объектов по комплексной подготовке нефти (обезвоживание) и газоконденсата. По сравнению с заводнением обеспечиваются более благоприятные экологические условия, полностью снимается проблема водоснабжения и захоронения дренажных вод. Однако применение газовой технологии требует решения ряда технических проблем, основными из которых являются производство компрессоров высокого давления (40-50 МПа) и соответствующего промыслового оборудования.
Наиболее заметно преимущество газовой технологии проявляется тогда, когда закачка газа высокого давления обеспечивает режим смешивающегося вытеснения. Проведенными исследованиями установлено, что давление смесимости для месторождений Зайкинско-Росташинской зоны находится в пределах 36-39 МПа. Эффективность этого режима оценивалась с помощью установки фазовых равновесий “Альстом-Атлантик”.
Исходная УВ-система характеризовалась начальным потенциальным содержанием УВ С5+высш. 633 г/см3 пластового газа и давлением начала конденсации 42,3 МПа.
Поэтапное замещение в бомбе PVT исходного объема пластового газоконденсата проводилось в равновесных условиях идеального смешивания газом промысловой сепарации, содержащим некоторое количество (2,29%) УВ C5+высш. Всего было прокачено осушенного газа в объеме, равном 0,9 объема первоначального УВ-сырья, содержащегося в бомбе. В процессе эксперимента наблюдалось постоянное увеличение давления начала конденсации, что свидетельствует об активном поглощении и выносе сухим газом легких компонентов. Потенциальное содержание в бомбе УВ С5+высш на конец эксперимента снизилось до 456 г/м3. Таким образом, за счет закачки осушенного газа из бомбы PVT было извлечено 28 % первоначального объема конденсата.
Условия эксперимента не позволили оценить возможное извлечение конденсата за счет поршневого вытеснения. По литературным данным [1], коэффициент извлечения на этом режиме обычно не превышает 0,3. Несмотря на то, что в процессе эксперимента, по сравнению с промысловыми условиями, была прокачена всего половина требуемого объема сухого газа, получены вполне положительные результаты. Можно сделать вывод, что термобарические условия и УВ-состав пластовых систем рассматриваемых газоконденсатных месторождений Прикаспия создают благоприятные предпосылки для успешного применения при их разработке газовой технологии.
Опыты проводились на газоконденсатной смеси, однако полученные результаты вполне применимы для “летучих” нефтей, так как они имеют сходные между собой физико-химические характеристики.
Приведенные исследования показывают, что вопрос выбора и реализации рациональной технологии на месторождениях Прикаспия имеет исключительно важное народнохозяйственное значение. Несмотря на очевидные преимущества газовой технологии, следует иметь в виду, что в отечественной практике отсутствует необходимый опыт использования газа высокого давления в качестве вытесняющего агента. Обусловлено это в основном недостаточной технической оснащенностью добывающих предприятий, в первую очередь, компрессорами высокого давления.
Очевидно, в ближайшие несколько лет эта проблема решена не будет. Однако уже сейчас назрела острая необходимость проведения промышленного эксперимента по освоению эффективных технологий разработки месторождений с применением, как закачки газа, так и традиционного заводнения.
Результаты и выводы, полученные в процессе промышленного эксперимента, лягут в основу последующегоширокомасштабного внедрения в практику прогрессивных методов разработки месторождений Прикаспия.
Наиболее полно отвечает условиям промышленного эксперимента Зайкинское газоконденсатнонефтяное месторождение, в котором нашли отражение основные особенности залежей нефти и газа многих месторождений северной прибортовой зоны Прикаспия. Небольшие его размеры, наличие в разрезе как нефтяных, так и газоконденсатных пластов - все это позволяет рассчитывать на получение в короткие сроки надежной информации об эффективности исследуемых технологий.
В настоящее время Зайкинское месторождение введено в пробную эксплуатацию и разрабатывается на естественном режиме.
Результаты первого года пробной эксплуатации подтверждают выводы, сделанные на стадии геологоразведочных работ, о высокой продуктивности залежей и их фазовом состоянии. Однако в планах пробной эксплуатации не предусмотрено проведение каких-либо работ, связанных с промышленным испытанием различных технологий нефтедобычи. До решения всего комплекса технических вопросов проведения эксперимента можно рекомендовать на первой стадии безкомпрессорную закачку газа продуктивного пласта ДIV в нефтяную залежь пласта ДIII. Это позволит в короткий срок получить объективную информацию об эффективности вытеснения нефти газом, в частности о времени прорыва газа в добывающие нефтяные скважины и степени охвата пласта вытеснением.
Нефть и конденсат месторождении Северной бортовой зоны Прикаспийской впадины характеризуются большим содержанием парафинов, смол и асфальтенов, количественно отличающихся на различных участках месторождения.
Содержание парафинов, смол и асфальтенов в конденсате составляет соответственно: 1.0-5.6% в среднем 2.9%; 0.02-2.90% в среднем 0.7%; 0.0-0.23% в среднем 0.07%. Одним из наиболее распространенных осложнений при добыче таких нефти являются асфальтосмолопарафиновых отложения (АСПО). Основными причинами, приводящими к образованию АСПО, являются снижение растворяющей способности нефти по отношению к парафину в результате уменьшения температуры и разгазирование, причём преобладает температурный фактор. При эксплуатации нефти- и газоконденсатных скважин, характеризующихся глубокими депрессионными воронками резко увеличивается возможность выпадения АСПО. В условиях низко проницаемых пластов КНГКМ депрессия на пласт может достигать 10 МПа и более, поэтому при достижении величины забойного давления ниже давления насыщения по пласту вместе с частично разгазированной нефтью движется свободный газ. В призабойной зоне пласта происходит дросселирование газонефтяной смеси, что приводит к резкому снижению температуры фильтрующих агентов на 6.5-16°С и вероятности выпадения парафинов в порах пласта. При движении нефти от забоя до промысловых сооружений охлаждение, в основном, происходит при движении по стволу скважины за счет теплообмена с окружающей средой, а также за счет выделения и расширения газа обусловленное снижением давления (примерно в два раза). В результате уменьшения температуры снижается растворяющая способность нефти и твердые парафины начинают выделяться из раствора, при этом наиболее интенсивная парафинизация происходит в подъемных трубах и в при скважинном оборудовании. Температура начала кристаллизации парафинов из стабильного конденсата КНГКМ находится в пределах 33-36°С. Основная масса твердых парафинов выпадает в интервале температур от 25 до 0°С, достигая максимума при 15-25°С.
Фирма AGIP/LACH провела исследования нефти со скважины 713 в результате которых получены следующие данные:
температура застывания +15°С;
температура помутнения нефти +44°С;
содержание парафина 1.416 кг/тн нефти, (содержание парафинов в конденсате составляет 0.3 кг/тн - по исследованиям AGIP/LACH в 1994 г.). Парафиновый осадок содержит значительную долю нормальных парафинов С30- С40.
1.2.1 Физико-химические свйства и состав углеводородного сырья Карачаганакского месторождения
Месторождение Карачаганак характеризуется сложностью пластовой флюидной системы и разнообразием свойств добываемых газа, конденсата и нефти.
I и II объекты разработки представляют собой газоконденсатные залежи, в которых состав пластового газа закономерно меняется по глубине. Потенциальное содержание жидких углеводородов С5+в, контролирующее основные свойства конденсата, возрастает от 410 г/м3 в присводовой части I объекта до 950 г/м3 в районе ГНК II объекта разработки. В соответствии с компонентным составом и термобарическими условиями залежи находятся все свойства пластового газа, закономерно меняющиеся по глубине.
III объект разработки, представляющий собой нефтяную оторочку месторождения, характеризуется еще большей изменчивостью свойств нефти, различающихся не только по высоте, но и по площади залежи, в связи с чем, нефтяная оторочка условно разделена на два участка - северо-восточный и юго-западный. Основанием для такого разделения послужило различие свойств и состава насыщающих их нефтей.
Флюидальная система, заполняющая массивно-пластовый резервуар, представлена двумя частями единой залежи: газоконденсатной (высота 1390 м) и нефтяной (200 м). Особенность залежи - высокое содержание конденсата в пластовом газе, меняющееся от 380 г/м3 в кровле до 705 г/м3 на контакте газ - нефть (-4950 м). С глубиной его плотность увеличивается от 770 до 810 кг/м3. Начальное пластовое давление составляет 51,5 МПа в верхней части залежи и 59,3 в подошве. Пластовая смесь в залежи находится в околокритическом состоянии.
В продуктивном разрезе выделены три объекта разработки: два газоконденсатных (нижнепермский и каменноугольный) и нефтяной (каменноугольно-девонский). ВНК по данным опробования установлен на отметке - 5150 м. Залежь находится на глубине 3650-5300 м.
Дебиты газа составляют 40-1980 тыс. м3/сут., а конденсата 30-1354 м3/сут.
Получение притока лёгкой нефти дебитом 72,6 м3/сутки и газа 69,1 тыс. м3/сут. при опробовании интервала 5670 -5764 м в скважине №15 доказана промышленная продуктивность среднедевонских отложений.
Продуктивная толща характеризуется резкой фильтрационно-емкостной неоднородностью. По керну и данным ГИС выявлены коллекторы порового, каверно-порового, трещинно-порового и трещинно-каверно-порового типов. Доля коллекторов в разрезе меняется по площади от 4,5 до 82%, в среднем составляя для нижнепермских отложений 35%, каменноугольных 45%. Доля пород с некондиционной пористостью (менее 6%) соответственно составляет 65 и 55% от общего объема пород, коллекторы характеризуются относительно невысокой пустотностью. Большинство коллекторов (до 65%) имеют пустотность от 6 до 15%, остальные (35%) - 15-20.
Названные особенности требуют нетрадиционного подхода к освоению месторождения. Основное условие - поддержание пластового давления на уровне, превышающем давление начала конденсации, поэтому предусматривается разработка месторождения с применением сайклинг-процесса.
Плотность дебутанизированных конденсатов находится в пределах 780-800 кг/м3, на границе с ГНК плотность повышается до 814 кг/м3. Увеличение плотности конденсатов в приконтактной зоне с 785,0 до 810,5 кг/м3 приводит к повышению его вязкости с 2,07 до 3,598х10 м2/с, повышение температуры застывания на 15 єС, возрастанию содержания твёрдых парафинов с 1,76 до 3,0% мас. и смол от 0,28 до 0,78% мас. Характерные особенности конденсатам придают значительные содержания серы. Из сераорганических соединений присутствуют сульфиды, дисульфиды. Из кислородосодержащих содержащих - смолы и асфальтены.
Физико-химические свойства девонской нефти изучены по одной пробе, отобранной в скважине 15 из интервала 5647-5754 м. Плотность девонской нефти равен 803,5 кг/м3. По компонентному составу нефть малосернистая (0,30% мас.) смолистая (0,89% мас.) с невысокой концентрацией асфальтенов (0,056% мас.). Содержание твердого парафина составляет 4,38% мас. Фракционный состав нефти относительно лёгкий. Растворённый в нефти газ представляет собой сложную смесь, состоящую из углеводородов и не углеводородных компонентов. Углеводородная часть представлена главным образом, метаном (74,2-78,4% мас.) и его гомологами С (10,2 - 14,1%). Не углеводородная часть состоит из сероводорода (1,78 - 7,6%), двуокиси углерода (4,96 - 7,69%) и азота (0,44 - 0,89%). Суммарное соединение тяжёлых углеводородов С не превышает 0,49% мол.
По товарным характеристикам конденсаты и нефти месторождения содержат бензиновые, керосиновые, дизельные, масляные фракции и остатки выше 450 С. Потенциальные содержания фракций следующие: бензиновая (22,0% до 51,9% мас), легкая керосиновая от 11,6 до 15,8% мас, дизельная от 3,6 до10,6% мас, масляная от 12,7 до 20,5% мас, остаток выше 450 С (мазут) от 6,1 до 38,0% мас. Балансовые запасы газа 600 млрд. м3, конденсат 500 млн. т, нефти 200 млн. т.
Массивный характер залежи, ее необычайно большая высота, выдержанность литолого-фациального состава коллектора, существенная дифференциация содержания конденсата, изменчивость термобарических условий, наличие нефтяной подушки позволяют рассматривать Карачаганакское месторождение как эталонный объект для изучения фазового состояния глубокопогруженных залежей. Исследование проведено как на теоретическом, так и экспериментальном уровне. Установлено, что пластовая смесь находится в двух гомогенных фазах: газовой и жидкой. Переход из одной фазы в другую осуществляется в результате изменения главным образом критической температуры.
Различный методический подход к определению параметров фазового состояния пластовой смеси обусловил разноречивую оценку степени насыщенности системы. Ю.П. Коротаев и др. на основе математического моделирования фазового поведения пластовой смеси по уравнению состояния реальных газов в модификации Пенга-Робинсона пришли к выводу, что пластовая система Карачаганакского месторождения существенно недонасыщена жидкими УВ в газоносной его части и газообразными в нефтяной. Пластовое давление по всей высоте залежи выше давления начала конденсации и насыщения на 20 - 30 МПа и, следовательно, степень насыщенности системы составляет 55-60%.