Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

анекдоты

программы

истории

6

МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ

УГЛЕВОДОРОДООТДАЧИ

ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Важнейшей проблемой разработки углеводородсодержащего продуктивного пласта является достижение максимально возможной газоконденсатоот-дачи. Теоретические и экспериментальные исследования, проводившиеся авторами на протяжении многих лет, в большей или меньшей степени затрагивали эту проблему. В сотрудничестве с коллегами были созданы методы разработки газовых и газоконденсатных месторождений, обеспечивающие повышение углеводородоотдачи пласта. Многие из этих методов прошли промысловую апробацию на месторождениях России и Украины. Ряд методов был внедрен или реализуется в настоящее время в промышленном масштабе.

Основные из предложенных методов повышения газоконденсатоотдачи описываются в настоящем разделе.

При разработке месторождений углеводородов газоконденсатного типа с высоким начальным содержанием конденсата (фракции С5+) наиболее сложной проблемой является достижение достаточно высоких коэффициентов конденсатоотдачи пласта. Практика разработки показывает, что на месторождениях с содержанием в пластовой смеси С5+ более 250-300 г/м3, как правило, удается отобрать не более 30-40 % этой фракции. В результате основная масса начальных запасов высокомолекулярных углеводородов образует неизвлекаемые пластовые потери. Так, только в недрах Вуктыльского ГКМ к концу разработки на режиме истощения (единственном, применявшемся до последнего времени в отечественной газопромысловой практике) пластовые потери конденсата составят около 100 млн. т.

При разработке на режиме истощения по мере снижения пластового давления и выпадения конденсата возрастают фильтрационные сопротивления в призабойных зонах добывающих скважин, что негативно влияет и на газоотдачу пласта (см. раздел 3). В условиях низкопроницаемых коллекторов (с проницаемостями порядка 10~15 м2) снижение газоотдачи может составлять десятки процентов от запасов.

Таким образом, для достижения достаточно высоких значений газоконденсатоотдачи в низкопроницаемых коллекторах при начальном содержании конденсата более 250-300 г/м3 в пластовом газе необходимо разработку объекта осуществлять с воздействием на пласт. Воздействие на начальном этапе

483

отбора запасов путем поддержания пластового давления на уровне, равном или близком к давлению начала конденсации пластовой смеси, позволяет обеспечить наиболее полное извлечение как газа, так и конденсата; известны примеры из зарубежной практики, когда такой сайклинг-процесс давал возможность отобрать более 90 % газа и более 80 % конденсата от запасов. Однако, как правило, воздействие на пласт для длительного поддержания давления в несколько десятков мегапаскалей по технико-экономическим показателям нецелесообразно.

Газоконденсатные месторождения России, в том числе с высоким содержанием конденсата, разрабатываются на режиме истощения. К настоящему времени многие из крупных ГКМ вступили в завершающую стадию отбора запасов углеводородов или близки к этому состоянию. В связи с этим существует объективная потребность создания методов воздействия на газоконденсатный пласт, позволяющих существенно повысить коэффициенты извлечения газа и особенно жидких углеводородов, причем таких методов, которые практически несложно было бы реализовать при относительно невысоких пластовых давлениях, т.е. относительно легко технически осуществимых, требующих минимальных финансовых и материальных затрат.

Авторы с сотрудниками, основываясь на результатах выполненной обширной многолетней программы экспериментального и теоретического исследования массообменных процессов в разрабатываемом газоконденсатном пласте, в том числе с воздействием на залежь, предложили комплекс методов повышения эффективности отбора запасов газа и конденсата из недр эксплуатируемого ГКМ. Методы предусматривают воздействие на пласт путем нагнетания газообразных и жидких растворителей и дают возможность увеличить степень извлечения пластовых углеводородов, вовлекая в активную разработку ретроградный конденсат призабойных зон скважин и меж-скважинной области пласта. Физической основой методов является принудительное смещение равновесия в двухфазной газоконденсатной системе в сторону либо жидкой, либо газовой фазы, в зависимости от конкретных физико-химических свойств газоконденсатной смеси и термобарических особенностей пласта. Целью смещения равновесия в сторону жидкой фазы является придание подвижности (либо увеличение подвижности) этой фазе при достаточно высокой насыщенности порового пространства пласта выпавшим конденсатом и относительно высоком пластовом давлении. Целью смещения равновесия в сторону газовой фазы является испарение части выпавшего конденсата в нагнетаемый газ, который по первоначальному составу должен быть сугубо неравновесным по отношению к пластовой жидкой фазе. Таким образом, при смещении равновесия в системе в сторону как жидкой, так и газовой фазы происходит вовлечение в процесс фильтрации по меньшей мере части ретроградного конденсата. Физическое и математическое моделирование, а также промысловые испытания свидетельствуют, что в результате воздействия на частично истощенный газоконденсатный пласт можно извлечь не менее 10-15 % ретроградной жидкой фазы из межскважинной зоны пласта и на 10-20 % повысить продуктивность добывающих скважин.

Термогидродинамические исследования и практика разработки ГКМ свидетельствуют о тесной связи интенсивности межфазных массообменных процессов в газоконденсатном пласте с составом углеводородной смеси, в частности с содержанием промежуточных компонентов (этан, пропан, бута-ны). Так, чем больше в составе смеси этих компонентов, тем ниже давление

484

начала конденсации и тем меньше выпадает конденсата при снижении давления в системе.

Для получения соответствующей конкретной информации и создания методов воздействия на газоконденсатный пласт, в которых бы использовались природные особенности промежуточных углеводородов в целях более эффективного извлечения выпавшего конденсата путем испарения, А.И. Гриценко и P.M. Тер-Саркисовым с сотрудниками проведены широкомасштабные экспериментальные и аналитические исследования. В данном разделе излагаются результаты этих исследований, из которых следует, что выбрано новое перспективное направление совершенствования разработки ГКМ с воздействием на пласт.

Многообразие составов природных газов предопределяет - наряду с особенностями вмещающих горных пород и термобарических условий залежей - физическое состояние в пласте газовой смеси, наличие и относительное содержание жидкой, а иногда твердой фазы в смеси. Естественно, что от состава углеводородной смеси зависит и конденсатоотдача пласта при разработке его на режиме истощения (рис. 6.1). Среди других составляющих особую роль в природных газовых смесях играют промежуточные углеводороды - этан, пропан, изо- и нормальный бутан. Суммарное их содержание в газовых смесях газовых залежей составляет в среднем до 5 %, газоконден-сатных 5-30 %; в растворенных газах нефтяных месторождений содержится от 10-20 до 85-95 % промежуточных углеводородов. Количественное содержание в природных газах низкомолекулярных гомологов метана, в частности фракции С2-С4, определяется условиями образования газовой и жидкой углеводородной смеси из органического вещества осадочных нефтегазоматерин-ских пород, а также условиями миграции и накопления углеводородов в пористых пластах залежей. Значительное влияние на физико-химические свойства и фазовое состояние и поведение пластовых газов углеводородов фракции С2-С4 обусловлено тем, что эти компоненты достаточно легко переходят из газового состояния в жидкое и обратно при изменении в пласте термобарических условий (табл. 6.1). Соответственно в межфазный массооб-мен вовлекаются другие компоненты смеси, в первую очередь с относительно близкими к промежуточным углеводородам свойствами. На рис. 6.2 представлена по данным [52] связь между содержанием в пластовой газовой смеси фракции С2-С4 и выходом стабильного конденсата (С5+) на первом этапе разработки некоторых ГКМ основных газодобывающих регионов стран СНГ.

Результаты статистического анализа данных разработки ГКМ России и некоторых других стран СНГ, а также экспериментальные данные изучения поведения рекомбинированных проб пластовых газоконденсатных смесей с использованием сосудов PVT-соотношений позволили специалистам ВНИИ-ГАЗа [31] предложить обобщенную зависимость средних потерь стабильного конденсата (С5+) в пласте от потенциального содержания конденсата в газе начального состава (рис. 6.3). Однако этой зависимости не всегда соответствуют газоконденсатные смеси, в которых значительно содержание неуглеводородных компонентов и (или) фракции С2-С4, или, напротив, содержание последней ниже "среднего”. На рис. 6.4 приведен полученный во ВНИИГАЗе [31] по экспериментальным данным график зависимости растворимости углеводородов С5+ в газе от содержания в смеси фракции С2-С4. Из этого графика следует, что давление начала конденсации смеси в большой степени зависит от содержания в смеси промежуточных углеводородов: чем их больше, тем при меньшем давлении начинается переход системы в двухфазное

485

Рис. 6.2. Связь между содержанием в пластовой смеси исходного состава углеводородов С,_, и выходом конденсата С5+ (q) на первом этапе разработки ГКМ основных газодобывающих регио-

нов стран СНГ:

1 - Днепровско-Донецкая впадина; 2 - Саратовское Поволжье; 3 - Западно-Сибирская провинция; 4 - Амударьинская впадина; 5 - Восточное Предкавказье; 6 - Западное Предкавказье

состояние. Таким образом, компоненты С2, С3, С4 способствуют смещению равновесия в газоконденсатной смеси в сторону газовой фазы. Отсюда становится понятным механизм влияния промежуточных углеводородов на кон-денсатоотдачу пласта при прочих равных условиях. На рис. 6.5 приведена полученная по результатам экспериментов в сосудах PVT-соотношений [52] зависимость коэффициента извлечения конденсата (С5+) от содержания С2 + + С3 + С4 в пластовой смеси исходного состава (по горизонтали отложено безразмерное отношение суммарного содержания промежуточных углеводородов к С5+).

В процессе экспериментальных и аналитических исследований по проблеме повышения конденсатоотдачи пласта на завершающей стадии разработки ГКМ автором с сотрудниками были предложены способы воздействия на газоконденсатный пласт путем нагнетания газообразных агентов, обогащенных промежуточными углеводородами [49]. Сущность воздействия заключается в значительном смещении фазового равновесия в пластовой двухфазной системе в сторону жидкой фазы, что позволяет вовлечь в разработку запасы ретроградного углеводородного конденсата.

486

ТАБЛИЦА 6.1 Некоторые физико-химические свойства низкомолекулярных алканов

Показатели
Алканы

Метан
Этан
Пропан
Изобу-тан
Нормальный бутан
Нормальный пентан

Химическая формула Молекулярная масса Температура кипения при давлении 0,1 МПа, °С Критические параметры:
температура, К
давление, МПа
плотность, кг/м3 Теплота испарения при давлении 0,1 МПа, кДж/кг
СН4 16,04 -161,3
190,8
4,63
163,5
570
С2Н6 30,07 -88,6
305,3
4,87
204,5
490
С3Н8 44,09 -42,2
369,9
4,25
218,5
427
ЛБУ-С4Н1О 58,12 -10,1
408,1
3,65 221,0
352
М-С4Н10 58,12 -0,5
425,2
3,80 226,1
394
М-С5Н12 72,15 +36,2
469,7 3,37
627,8 341

Дальнейшие исследования показали, что во многих случаях весьма технологичны методы воздействия на газоконденсатный пласт, основанные на принудительном смещении равновесия в сторону газовой фазы [5]. Эти методы позволяют как повышать на 10-20 % продуктивность добывающих скважин, так и извлекать не менее 10-15 % ретроградного углеводородного конденсата, относимого при обычной разработке месторождений на режиме истощения к неизвлекаемым потерям. Физическое и математическое моделирование свидетельствовало о возможности, с учетом роли промежуточных углеводородов в массообменных процессах, установления оптимальной области пластовых давлений в ходе отбора запасов углеводородов на режиме истощения, когда следует осуществлять нагнетание газообразного агента для более эффективного извлечения ретроградного конденсата путем его испарения.

Результаты этих исследований излагаются ниже.

Рис. 6.3. Зависимость средних потерь Vn Рис. 6.4. pлияние содержания С2-С4 на

стабильного конденсата от его потенциально- давление 0 перехода системы в однофазное

го содержания q при начальном пластовом состояние при разном содержании фрак-

давлении ции С5+, см3/см3:

1 - 1000; 2 - 1200; 3 - 1600; 4 - 2180

487

Рис. 6.5. Зависимость коэффициента извлечения стабильного конденсата (С5+) при снижении давления до ОД МПа от относительного содержания этан-пропан-бутановой фракции в пластовой смеси начального состава (по группе газоконденсатных месторождений Краснодарского края)

Рис. 6.6. Влияние содержания фракции С2-С4 на давление начала конденсации смеси углеводородов типа натурной газоконденсатной смеси Уренгойского (валанжин) месторождения; с5+„а, = 5*27 % (молярная доля), Г =

= 84 "С.

Содержание С2-С4, %: 1 - 18,3, 2 - 12,2, 3 -

8,1

При разработке ГКМ на режиме истощения и снижении пластового давления до области давлений максимальной конденсации пластовой смеси происходит закономерное облегчение продукции залежи с переходом, в основном высокомолекулярной части смеси, в жидкое состояние. В зависимости от начального состава и пластовой температуры смесь характеризуется большими или меньшими давлениями начала и максимальной конденсации. Чем легче средний состав смеси, тем позднее начинается конденсация и тем раньше система вступает в область максимальной конденсации. В соответствии с этим область нормального испарения жидкой фазы начинается при большем или меньшем давлении в истощаемой залежи. Это подтверждается результатами аналитических исследований фазового поведения газоконденсатной смеси типа пластовой смеси Уренгойского (валанжин) ГКМ (табл. 6.2). Расчеты показали, что при уменьшении в 1,5 раза или таком же увеличении начального содержания фракции С2-С4 происходит соответствующее изменение фазового поведения смеси (рис. 6.6). Если в исходной смеси при содержании С5+ около 280 г/м3 и С2-С4 около 198 г/м3 (12,21 % (молярная доля)) давление начала конденсации составляет 28,6 МПа, то при полутора-кратном уменьшении содержания промежуточных углеводородов (и неизменном содержании С5+) давление начала конденсации смеси возрастает до 30,8 МПа, а при полуторакратном увеличении С2-С4 снижается до 26 МПа. Экспериментальные исследования показали, что промежуточные углеводороды могут понижать давление начала перехода смеси в двухфазное состояние даже при одновременном увеличении в смеси тяжелых углеводородов (рис. 6.7).

Таким образом, промежуточные углеводороды: этан, пропан, бутаны -играют важную роль в межфазных массообменных процессах при разработке газоконденсатных месторождений без поддержания пластового давления. Чем ниже содержание С2-С4 в системе, тем раньше, т.е. при большем давлении, система начинает разделяться на жидкую и газовую фазы и тем большая часть высокомолекулярных компонентов (С5+) переходит в неподвижное

488

ТАБЛИЦА 6.2

Состав, % (молярная доля), и основные параметры модельной Уренгойской (валанжин) газоконденсатной системы при давлении 35 МПа и температуре 84 "С

Углеводороды, параметры
Значение параметра
Углеводороды, параметры
Значение параметра

Метан
82,508
Додекан
0,400

Этан
7,548
Гептадекан
0,511

Пропан
3,334
Сумма углеводородов
100,00

Изобутан
0,631
Пентан плюс высшие
5,278

I -Бутан
0,701
Молекулярная масса
121

Пентан
0,226
С, г/моль

Гексан
1,005
Конденсатогазовый
280

Гептан
2,304
фактор, г/м3

Нонан
0,315
Давление начала кон-
28,6

Декан
0,517
денсации, МПа

жидкое состояние уже при высоких пластовых давлениях, ненамного меньших начального. Пластовые потери конденсата (С5+) возрастают при “недостаточном” содержании в смеси фракции С2-С4 пропорционально площади между кривыми “менее благоприятной” и “более благоприятной” по количеству С2-С4 газоконденсатных смесей (см. рис. 6.6, 6.7). По данным предпроектных исследований текущая и конечная конденсатоотдача пласта при разработке на истощение оценивается специалистами как недостаточно высокая. Анализ влияния начального содержания фракции С2-С4 на конден-сатоотдачу конкретного месторождения может явиться основанием для того, чтобы предложить проект разработки, в котором корректируются неблагоприятные последствия недостаточного содержания С2-С4 путем реализации метода воздействия на пласт. Очевидно, воздействие на пласт должно существенно уменьшить пластовые потери конденсата, но, в отличие от обычного сайклинг-процесса, быть достаточно эффективным при относительно невысоких пластовых давлениях. Изложенные результаты исследований являются основой для разработки соответствующих методов воздействия на газоконденсатный пласт, обеспечивающих повышение его углеводородо-отдачи.

Рис. 6.7. Влияние присутствия промежуточных углеводородов на давление начала конденсации газоконденсатной смеси:

1 - смесь с содержанием С5+ = = 4,23 % (молярная доля), не содержащая фракции С2-С4; 2 -смесь с содержанием С5+ =4,62 %, содержащая 12,21 % фракции С2-С4

489

Так, авторы с сотрудниками получили патент на следующий способ разработки газоконденсатного месторождения [17].

После ввода месторождения в эксплуатацию из продуктивного пласта отбирают углеводородную смесь в режиме истощения до давления максимальной конденсации фракции С2-С4 пластовой смеси. Затем продолжают разработку с частичным поддержанием давления путем нагнетания в пласт сухого углеводородного газа. В том случае, если начальное содержание С2-С4 в пластовой смеси меньше двухкратного содержания С5+, перед закачкой сухого углеводородного газа создают в пласте оторочку, представляющую собой насыщенный этан-пропан-бутановой фракцией углеводородный газ. Объем оторочки должен быть не менее 15 % порового объема пласта или его части, в пределах которой осуществляется воздействие. Перед началом испытаний выполнили анализ результатов проведенных ранее экспериментов, в которых изучалось влияние начального состава пластового газа газоконденсатного месторождения на коэффициент извлечения конденсата при разработке месторождения.

Было изучено влияние содержания фракции С2-С4 в пластовом газе на процесс фазового перехода при разработке пласта на режиме истощения. Установлено, что при изменении начального содержания С2-С4 в модельной газоконденсатной смеси типа пластовой смеси Уренгойского (валанжинские отложения) месторождения давление начала конденсации пластового газа и текущее содержание конденсата (С5+) в добываемом газе также изменяются пропорционально содержанию С2-С4 (см. рис. 6.6). Отсюда следует, что путем нагнетания в пласт в процессе его разработки смеси сухого газа с фракцией С2-С4, концентрация которой в этой смеси превышает концентрацию С2-С4 в пластовом газе, можно увеличить текущую и конечную конден-сатоотдачу пласта. Была получена зависимость коэффициента извлечения конденсата к моменту снижения давления до давления 1,5 МПа от отношения содержания фракции С2-С4 к содержанию фракции С5+ в пластовом газе, аналогичная приведенной на рис. 6.5. Согласно этой зависимости, по мере увеличения отношения (С2-С4)/С5+ коэффициент извлечения конденсата возрастает, причем особенно резко до значений отношения, равных 2-3. Если начальное содержание фракции С2-С4 меньше двукратного содержания С5+, целесообразно перед нагнетанием сухого углеводородного газа создать в пласте оторочку из смеси сухого газа и фракции С2-С4, причем содержание С2-С4 в этой смеси должно быть выше, чем в равновесной пластовой фазе при термобарических условиях истощенного к моменту начала воздействия пласта. Количество закачиваемой смеси сухого газа и С2-С4 должно соответствовать объему не менее чем 15 % объема пор пласта или его части, где будет осуществляться воздействие на пласт. Это следует из данных, полученных автором в ходе экспериментального обоснования объема оторочки растворителя при вытеснении пластовых углеводородов из неоднородного пласта, каковыми являются практически все вмещающие газоконденсатные залежи-коллекторы. Таким образом, при воздействии на пласт конденсатоотдача оказывается выше, чем при истощении, во-первых, из-за вытеснения пластовой газовой фазы с растворенным в ней конденсатом и, во-вторых, из-за испарения части выпавшего конденсата, составляющего обычно неизвлекаемые потери.

В качестве примера реализации предложенного способа воздействия на пласт были выполнены эксперименты по физическому моделированию процесса разработки на режиме истощения газоконденсатного месторождения,

490

начальное содержание фракции С2-С4 в пластовом газе которого составляет 8,1 %, а фракции С5+ - 5,28 %, т.е. отношение (С2-С4)/С5+ = 1,5 < 2.

Модель газоконденсатного месторождения (пласта) представляла собой цилиндрическую трубу с внутренним диаметром 30 мм, длиной 1000 мм, заполненную утрамбованной широкой фракцией кварцевого песка. Пористость модели составляла 29 %, проницаемость - 64-10~15 м2. Поровое пространство модели сначала заполняли метаном, создавали в модели давление около 35 МПа и нагревали ее до 84 °С. Затем при этих термобарических условиях замещали метан на смесь алканов от метана (С() до гептадекана (С17). По своим термодинамическим и физико-химическим параметрам смесь была близка к натурным газоконденсатным смесям: давление начала конденсации 30,8 МПа (при температуре 84 °С), начальный конденсатогазовый фактор 280 г/м3.

Первым из трех экспериментов моделировалась разработка ГКМ на режиме истощения до конечного давления 1,5 МПа. Динамика состава продукции и материального баланса добываемых углеводородов контролировалась с помощью комплекса приборов, включавших образцовые манометры, хроматограф, газовый счетчик и некоторые другие устройства. Отбор продукции модели осуществляли с темпом, обеспечивающим равновесный межфазный массообмен. К концу истощения из модели было отобрано 23 % пен-танов плюс вышекипящих.

Второй эксперимент отличался от первого тем, что процесс истощения до давления максимальной конденсации фракции С2-С4, равного 16 МПа, вели без поддержания давления, а затем с частичным поддержанием давления путем закачки сухого углеводородного газа, пока пластовое давление не понизилось до 1,5 МПа. К концу эксперимента из модели было отобрано 24,5 % пентанов плюс вышекипящих.

Третий эксперимент отличался от второго тем, что после истощения модели до давления, равного давлению максимальной конденсации фракции С2-С4, процесс осуществляли с закачкой смеси, содержащей метан и 12,2 % фракции С2-С4, пока в модели пласта не была создана оторочка из этой смеси объемом 15 % объема пор модели. Затем продолжили процесс истощения с частичным поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа.

К концу эксперимента коэффициент извлечения фракции пентаны плюс выше кипящие составил 30,5 %.

Таким образом, эксперименты показали, что разработка газоконденсатного месторождения на режиме истощения до давления максимальной конденсации С2-С4 с дальнейшим частичным поддержанием давления путем закачки сухого углеводородного газа позволяет повысить конденсатоотдачу пласта по сравнению с разработкой без воздействия. Кроме того, показано, что в случае, когда начальное содержание С2-С4 в пластовой смеси меньше двукратного содержания С5+, создание оторочки из смеси углеводородного газа и фракции С2-С4 объемом не менее 15 % объема пор зоны воздействия позволяет обеспечить дополнительное увеличение углеводородоотдачи пласта.

Описанный способ, как было указано, предполагает реализацию на объектах типа валанжинских отложений Уренгойского месторождения и позволяет существенно повысить конденсатоотдачу пласта.

6.1

ВЫТЕСНЕНИЕ ВЫПАВШЕГО КОНДЕНСАТА

РАСТВОРИТЕЛЕМ (ЭКСПЕРИМЕНТ

НА ВУКТЫЛЕ)

Опытно-промышленный эксперимент по вытеснению выпавшего ретроградного конденсата углеводородным растворителем был осуществлен на Вуктыльском ГКМ согласно проекту, получившему название “Конденсат-1”.

В проекте был обоснован выбор опытного участка на месторождении, имеющем сравнительно небольшие размеры и остаточные запасы углеводородов, что позволяло в короткие сроки получить промысловые результаты, необходимые для оценки эффективности воздействия и сопоставления с ранее выполненными лабораторными и теоретическими данными.

В качестве такого полигона был выбран участок залежи на северном куполе месторождения в районе УКПГ-1, ограниченный по периметру прямыми, соединяющими на структурной карте скв. 93, 91, 92, 106, 105, 104, 159. В центре участка располагались скв. 38 и 103, одна из которых (скв. 103) была выбрана как нагнетательная. Для оперативного контроля за процессом отбора из пласта вытесняемой углеводородной смеси вблизи центральной группы скважин были специально пробурены дополнительно две скважины (256 и 257). Контрольно-эксплуатационные скважины первого контура 38, 256 и 257 расположены от нагнетательной скв. 103 на расстояниях соответственно 225, 175 и 450 м (по подошве отложений московского возраста). Добывающие скважины второго контура (93, 91, 92 и др.) расположены от нагнетательной скважины на расстояниях в основном не менее 1 км.

Скважина 38 - искусственный забой 3281 м, эксплуатационная колонна 168 мм, интервалы перфорации 2920-2965 м, 3010-3040 м, 3060-3100 м, 3150 3200 м, общая перфорированная мощность разреза составляет 165 м. В скважину спущены насосно-компрессорные трубы диаметром 75,9 мм на глубину 3090,7 м. Скважина работает с 25.05.79, коэффициенты фильтрационного сопротивления после трех солянокислотных обработок (СКО) составили: A = 0,6 МПа2-сут/тыс. м3, B = 0,027 (МПа-сут/тыс. м3)2. За предшествующий период эксплуатации из скважины добыто 430,4 млн. м3 газа и 40 тыс. т стабильного конденсата. По состоянию на 01.07.83 пластовое давление на скважине равнялось 10,2 МПа, а текущий дебит - 260 тыс. м3/сут.

Скважина 103 - искусственный забой 3096,0 м, эксплуатационная колонна диаметром 168 мм, интервалы перфорации - 2804-2818, 2853-2899, 2912-2931, 2953-2992, 3018-3090 м. Общая мощность перфорации составляет 190 м с прострелом 1140 отверстий. В июле 1970 г. в процессе освоения скважины оборваны 4" НКТ, которые были извлечены, за исключением 184 м. Глубина спуска насосно-компрессорных труб диаметром 100,3 мм составляет 2802 м. Скважина работает с 05.01.73, коэффициенты фильтрационного сопротивления после трех СКО по данным контрольных замеров составляли: A = 8,39 МПа2-сут/тыс. м3, B = 0. За время эксплуатации скважины из нее добыто 2494,6 млн. м3 газа и 383,2 тыс. т стабильного конденсата. По состоянию на 01.07.83 пластовое давление на скважине равнялось 10,3 МПа, а текущий дебит составлял 250 тыс. м3/сут.

Водопроявления по скважинам не наблюдались. Конструкции сква-

492

жин и их геолого-промысловая характеристика позволяли вести закачку в скв. 103 и контроль - на скв. 38.

Из вскрытого скважинами продуктивного разреза наиболее высокими емкостными и фильтрационными свойствами обладают III, IV и V пачки, в которых на долю поровых коллекторов (3-я группа, m > 6 %) приходится соответственно 52,1; 41,7; 42,4 % мощности пачек. Средние эффективные мощности поровых коллекторов для этих пачек соответственно равны 68,4; 48,1; 50,9 м.

Доминирующее количество газоотдающих интервалов (11) приходилось на III пачку. Они были зафиксированы в скв. 38 (один работающий интервал мощностью 45 м), в скв. 91 (два мощностью 41 м), в скв. 92 (один мощностью 49 м), в скв. 103 (два мощностью 11 м), в скв. 104 (три мощностью 79 м), в скв. 105 (один мощностью 80 м) и в скв. 106 (один мощностью 33 м). Все эти интервалы представлены коллекторами порового типа. На долю IV пачки приходилось семь газоотдающих интервалов: в скв. 38 (три мощностью 46 м), в скв. 103 (три мощностью 28,4 м), в скв. 105 (один мощностью 18 м). В V пачке газоотдающие интервалы по термометрии выявлены в скв. 92 (один мощностью 30 м), в скв. 105 (один мощностью 48 м), в скв. 159 (три мощностью 97 м). В основном эти интервалы характеризуются коллекторами порового типа, реже низкопоровыми (m = 3-6 %).

Текущая продуктивная характеристика скважин изменялась от свода к восточному крылу структуры. Так, сводовые скв. 104 и 105 имели соответственно рабочие дебиты 700 и 740 тыс. м3/сут; скв. 106, 159, 103 и 38 (присводовые) имели рабочие дебиты 290, 200, 260 и 260 тыс. м3/сут. Мало-дебитными являлись крыльевые скв. 92 (рабочий дебит 160 тыс. м3/сут) и скв. 93 (рабочий дебит 100 тыс. м3/сут). Рабочий дебит газа самой восточной крыльевой скв. 91 равнялся 100 тыс. м3/сут.

Такое изменение продуктивности скважин характерно для всей газокон-денсатной залежи в целом и определяется ухудшением коллекторских свойств продуктивного разреза в сторону восточного крыла и периклиналь-ных замыканий структуры.

По распределению текущего пластового давления в залежи (карта изобар составлена на 01.07.83) скважины участка имели следующие характеристики: в контуре изобар 10 и И МПа находились скв. 104, 105, 106, 38, 103; между изобарами 11 и 12,3 МПа - скв. 159, 92, 93, 91. Практически все скважины характеризовались близкими значениями пластового давления, среднее значение которого равнялось 10,3 МПа.

Исходя из распределения поровых коллекторов в продуктивном разрезе, газоотдающих интервалов, пластового давления, а также учитывая вскрытие скважинами на полную мощность I—IV литолого-коллекторских пачек, можно сделать вывод, что объектом закачки широкой фракции легких углеводородов могли быть III и IV пачки.

К маю 1987 г. на опытном участке был выполнен большой объем подготовительных работ. Геофизические исследования позволили определить коррелирующие газоотдающие интервалы для скв. 38, 103, 256, 257. Это два интервала в московских отложениях (от 2774 до 2899 м) и один интервал в протвинских отложениях (от 2924 до 3006 м). Объем пор опытного участка, ограниченного на структурной карте окружностью радиусом 285 м вокруг скв. 103 (среднее расстояние между нагнетательной и добывающими скважинами), составляет около 1,5-106 м3 (рис. 6.8). Оторочка растворителя минимального размера, создание которой и последующее продавливание сухим

493

Рис. 6.8. План расположения скважин опытного участка.

Скважины: 1 - нагнетательная, 2 - контрольно-эксплуатационные; контуры опытного участка: 3 - внешний, 4 - внутренний, 5 - изогипсы по подошве кунгурского яруса

газом позволили бы зафиксировать на добывающих скважинах физический эффект от воздействия, должна была составить 3-4 % газонасыщенного объема пор опытного участка. Для ее создания необходимо было подать в пласт около 25 тыс. т ШФЛУ.

Закачка ШФЛУ в нагнетательную скв. 103 была начата в мае 1987 г. и велась следующим образом (рис. 6.9).

ШФЛУ по первой нитке конденсатопровода Вуктыл - Ухта и межпромысловому метанолопроводу поступала с Сосногорского ГПЗ на УКПГ-1 в разделительные емкости первого блока, где отделялась от пачек газа, использовавшегося для поршневания ШФЛУ по трассе конденсатопровода. Из разделительных емкостей через узел замера ШФЛУ подавалась в шлейф скв. 103. Закачку вели с перерывами и закончили в январе 1988 г. Согласно программе работ, в скв. 103 всего было закачано 25,8 тыс. т ШФЛУ.

Подача отсепарированного газа для продвижения оторочки, начатая в марте 1988 г., осуществлялась с помощью компрессора 10 ГКН со средним темпом 160-180 тыс. м3/сут. По состоянию на 01.07.89 было закачано около 45 млн. м3 газа из 75 млн. м3, предусмотренных программой эксперимента и составляющих в условиях пласта приблизительно один поровый объем опытного участка.

Геофизические исследования в процессе закачки ШФЛУ и газа показали, что профиль приемистости скважины по газу несколько отличается от приемистости по ШФЛУ: газ более интенсивно поступал в нижние интервалы (IV-V пачки), в то время как ШФЛУ в большей степени была поглощена вышележащими московскими отложениями (III пачка). В период закачки контролировали давление на головке нагнетательной скважины, на устье добывающих скважин, дебиты добывающих скважин по газу и конденсату,

494

Рис. 6.9. Технологическая схема закачки ШФЛУ и газа сепарации на УКПГ-1:

1 - запорная арматура; 2 - замерная диафрагма; 3 - обратный клапан; 4 - расходомер

“Турбоквант”; 5 - разделительная емкость; 6 - линия подачи ШФЛУ; 7 - линия подачи газа

сепарации; 8 - номер технологической линии (скважины)

физико-химические свойства добываемого конденсата, содержание фракции С2-С4 в продукции и другие необходимые параметры.

Начиная с декабря 1987 г., т.е. в период наиболее интенсивной закачки ШФЛУ, в продукции скв. 38 и 256, расположенных соответственно в 225 и 175 м от нагнетательной скв. 103, отмечается влияние воздействия на пласт.

Первое увеличение выхода конденсата в скв. 256 (от 43 г/м3 исходного значения до 65 г/м3), пик которого приходится на конец января 1988 г., сопровождалось повышением плотности, молекулярной массы, утяжелением фракционного состава. На связь этого процесса с закачкой ШФЛУ однозначно указывало повышение содержания пропан-бутановой фракции в добываемом газе.

Второй вал конденсата наблюдался с первых чисел апреля 1988 г., т.е. спустя две недели после начала закачки газа в скв. 103 для продвижения оторочки. В этот период, который продолжался до конца мая, повышение выхода конденсата было несколько меньшим (до 54 г/м3), но конденсат поступал более тяжелым по своему составу. Суммарная молярная доля фракции С3-С4 увеличивалась до 8,3 %. Аналогичные изменения наблюдались и в скв. 38.

В скв. 257, несмотря на волнообразный характер динамики выхода кон-

495

денсата, в какой-то мере коррелирующий с изменениями на скв. 38 и 256, однозначной реакции на закачку ШФЛУ не наблюдалось.

Волнообразный характер изменения выхода конденсата объяснялся низкой продуктивностью этой скважины (периодическим накоплением и выбросом конденсата из призабойной зоны и ствола скважины). Отмечен факт самоглушения этой скважины.

По скважинам внешнего контура опытного участка (скв. 104, 105, 106, 92) изменений в составе продукции отмечено не было, поскольку объем закачанных агентов недостаточен по масштабам участка, определяемого “внешним” контуром. Кроме периферийной скв. 92, конденсат которой принял желтоватый оттенок, что, видимо, не было связано с закачкой ШФЛУ, остальные скважины имели состав пластового газа, соответствующий термобарическим условиям пласта.

На рис. 6.10 представлена динамика параметров продукции скв. 38 и 256 в процессе вытеснения пластовой смеси оторочкой ШФЛУ, проталкиваемой сухим газом (содержание конденсата (q), его плотность (рк), содержание пропан-бутановой фракции (2 С3-С4), отношение содержания метана к содержанию этана (Q/Q), относительный объем закачанных агентов (V3/Vn)).

По результатам эксперимента были сделаны следующие выводы.

Появление первых признаков ШФЛУ в области отбора отмечается уже после закачки 0,04 от величины порового объема зоны (Vn), т.е. прорыв растворителя произошел по наиболее проницаемому пропластку, причем с учетом опережающего продвижения по кратчайшим линиям тока его толщина составляет около 1 м.

Подход смеси растворителя с вытесненным конденсатом из-за перерыва в закачке наблюдается в две стадии: первая - при закачке ШФЛУ в объеме (0,08-0,l)Vn, вторая - при последующей подаче газа в объеме (0,3-0,6)Vn. По всей видимости, полуторамесячный перерыв между окончанием закачки ШФЛУ и началом закачки газа в условиях продолжающегося отбора способствовал расформированию образовавшегося в пласте вала из смеси растворителя с конденсатом.

Очевидно, что при прокачке 0,6Vn флюида в некоторой части порового объема зоны процесс вытеснения в основном завершился, о чем свидетельствует достаточно резкий спад содержания конденсата и пропан-бутановых компонентов при одновременном увеличении метан-этанового соотношения, что характеризует подход фронта закачиваемого газа.

Для дальнейших рассуждений необходимо сделать предварительные замечания.

1. Опережающий прорыв газа происходил в верхней части московских отложений, что подтверждено глубинными измерениями в ходе специально организованной форсированной закачки.

2. Значение коэффициента Джоуля - Томсона (рассчитанного по высокоточной термометрии в скв. 256) показывало, что из интервалов, расположенных в верхней части московских отложений (I) и в башкирских отложениях (III), после прорыва газа наблюдалось поступление однофазной газовой смеси. Интервалы II и IV, напротив, характеризовались притоком двухфазной газожидкостной смеси, причем их относительный дебит существенно ниже, чем газоотдача из интервалов I и III.

3. Глубинными измерениями в нагнетательной скв. 103 через двое суток после прекращения форсированной закачки были установлены перетоки газа

496

Рис. 6.10. Динамика основных параметров продукции скв. 256 (сплошная линия) и скв. 38 (пунктирная линия) как функция относительного объема закачанного агента

из интервалов II и IV в интервалы I и III, т.е. продвижение газа по интервалам II и IV затруднено находящейся в них жидкой фазой (ШФЛУ и конденсат).

Приведенные замечания свидетельствуют о том, что при прокачке 0,6Vn флюида процесс вытеснения произошел только по интервалам I и III, суммарный поровый объем которых в зоне воздействия близок к 0,6Vn.

На момент закачки 0,6Vn флюида из скв. 256 и 38 дополнительно добыто 671 т конденсата и 4145 т пропан-бутановой фракции.

Отсюда минимальное значение коэффициента извлечения конденсата (при текущей плотности сырого конденсата в пластовых условиях 680 кг/м2) составляет

У i

ОкД

доб

671

2Qk

зап 5310

= 0,13.

497

С учетом того, что около 6 % от количества добытой пропан-бутановой фракции приходится на дополнительный конденсат, а в составе закачанного ШФЛУ содержалось в среднем 92 % этих компонентов и плотность ШФЛУ составила 553 кг/м3, текущий коэффициент возврата растворителя

K 4145-0,94 „ „„

Таким образом, воздействие на пласт растворителем проявилось как динамический процесс, наиболее четко наблюдавшийся при добыче продукции опытного полигона в периоды сначала интенсивного нагнетания ШФЛУ, а затем начала закачки продавливающего газа. Всего за эти два периода и в “смазанном” виде позднее было дополнительно извлечено из пласта около 1 тыс. т стабильного конденсата (С5+). Суммарное дополнительное поступление пропан-бутановой фракции по добывающим скважинам 38 и 256 составило около 5 тыс. т.

6.2

РАЗРАБОТКА ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ С НАГНЕТАНИЕМ НЕРАВНОВЕСНОГО ГАЗА

В разделе 3 были изложены научные основы метода разработки истощенного газоконденсатного месторождения путем нагнетания газа, сугубо неравновесного по отношению к двухфазной пластовой смеси.

Авторы и их коллеги, опираясь на созданные научные основы, разработали технологию повышения углеводородоотдачи истощенного месторождения газоконденсатного типа.

В 1989 г. на заседании Центральной комиссии по разработке ОАО (тогда - Государственного газового концерна) “Газпром” было принято решение о проведении на Вуктыле широкомасштабных опытных работ с целью апробации предложенных ВНИИГАЗом методов повышения эффективности разработки истощенных газоконденсатных месторождений (проект “Конденсат-2”).

6.2.1

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОПЫТНОГО УЧАСТКА

Для испытания в промысловых условиях технологии вытеснения пластовой смеси сухим газом при низких пластовых давлениях p < pмк специалистами ВНИИГАЗа и предприятия “Севергазпром” при участии одного из авторов был выбран полигон в районе скважин 195-129 Вуктыльского НГКМ. Этот полигон занимает часть южного погружения (периклинали) северного купола в пределах площади, ограниченной скв. 7, 129, 130, 133, 254, 131/150, 128, 127, в центре которой располагаются скв. 158, 195, 151 (табл. 6.3). Площадь опытного участка на структурной основе (карте по кровле артинского яруса нижнепермских отложений) располагается между

498

ТАБЛИЦА 6.3

Геолого-промысловая и фильтрационно-емкостная характеристика скважин опытного участка

Интервал
Пер-

Параметры коллектор-

Тол-
Параметры коллектор-ских свойств пород в работающих интерва-

Но-
перфора-
фори-

ских свойств в
интер-

щина
Дата

мер
ции фильт-
рован-
Возраст
вале перфорации
Работаю-
рабо-
прове-
Дебит на

скважины
ра, открытого ствола,
ная толщи-
пород


щий интервал, м
тающего
лах
дения ГИС
01.01.89,
т-м3/сут

кпр,


кпр,

м
на, м

Иэф, м
т, %

интер-
Иэф, м
т, %

10~15 м2

вала, м

10"15 м2

7
2916-3018 3022-3030 3052-3068 3124-3140 3168-3215
189
Тектоническое нарушение
88,8


2940-2948 2963-2970 3129-3142 3168-3197
57
35



312

127
2573-2900,5
(открытый
ствол)
327,5
Pjas-CjVn









331

128
3000-3040 3055-3065 3090-3190 3200-3230 3275-3282 3290-3320
217
PjS-Cjpr
64,3
7,8
0,5
3089-3100 3218-3224
17
3,5
8,3
0,68
07-21.01.87
10

129
2505-2535 2580-2730 2780-2840 2840,6-2851
250,4
Pjas-CjVn
81,4
10,0
1,8






564

133
2800-2898 2905-3001
194
C2m-Cjpr
96,8








410

150
3108-3136 3144-3160 3280-3330
94
C2b-CjVn
69
9,5
1,36






206

151
2810-2930 3000-3040 3095-3175
240
C2m-CjVn
134,5
9,6
1,4
2846-2858 2872-2907 3000-3007
54
35,3
10,7
2,5
20-23.03.81
257

158
2800-2830 2850-2960 3030-3140 3314-3336
272
C2m-C2b
58,6
8,4
0,72
2800-2825
2850-2913
(3029-3100)*
88
33,4
8,5
0,78
02-03.12.83
218

195
2954-3071 3104-3200
213 я газоот;
C2b-Cjmin tana, в подсчет
66,1
9,5
1,35





24.03.82
26

*
Незначительна
не вклк
>чена.

изогипсами минус 2100 м (скв. 129) и минус 2700 м (скв. 128) в присводовой части и на восточном крыле структуры. Породы здесь залегают под углом 24°, а гипсометрический перепад маркирующей поверхности составляет 600 м. В южном направлении поверхность погружается более плавно и на участке от скв. 129 до скв. 133 и 254 имеет угол наклона до 9°, гипсометрический перепад 400 м (рис. 6.11).

Толщина и стратиграфический объем продуктивного разреза, вскрытого скважинами в пределах опытного участка, контролируются гипсометрическим положением структурной поверхности продуктивных отложений и плоскостью газоводяного или газонефтяного контакта (ГВК, ГНК). На участке продуктивный разрез вскрыт от бобриковских до кунгурских отложений.

По литологическим и петрофизическим свойствам и характеру распределения коллекторов вскрытая газонасыщенная толща подразделяется на литолого-стратиграфические продуктивные горизонты, объединяющие от одной до нескольких стратиграфических единиц разреза. В пределах рассматриваемого участка их вскрыто шесть. Эти горизонты по результатам исследований В.И. Сливкова, В.А. Лещенко, Н.А. Рулева имеют следующую лито-логическую характеристику.

Отложения артинского и сакмарского ярусов нижней перми (пачка I) средней толщиной 246 м представлены темно-серыми плотными, в разной степени окремненными и сильно перекристаллизованными разноглинистыми до мергелей и даже аргиллитов органогенно-обломочными и органогенными известняками, и только в верхней части - мергелями и аргиллитами. К низу окремнение уменьшается, появляются слабая доломитизация и участками ми-крокавернозность. Все породы имеют хорошо развитую микротрещинова-тость. Заметное увеличение густоты микротрещин наблюдается в сводовых частях структуры и на ее западном крыле. На долю трещинно-поровых коллекторов приходится 5 % толщины горизонта. Коллекторы залегают крайне неравномерно в виде тонких прослоев и линз. По данным геофизических исследований скважин (ГНС) почти весь разрез рассматриваемой толщи

Рис. 6.11. Структурная карта опытного участка УКПГ-8:

1 - линия регионального надвига; 2 - эксплуатационные скважины; 3 - граница опытного участка; 4 - нагнетательные скважины; 5 - изогипсы подошвы кунгурского яруса нижней перми

500

характеризуется крайне слабой расчлененностью и высокими сопротивлениями до 5000 Ом-м и выше.

Коллекторы продуктивной толщи относятся к сложным, имеют, как правило, вторичную пористость, по характеру пустотного пространства являются смешанными и имеют межзерновую, трещинную и каверновую пористость. Поровые и мелкокавернозные участки приурочены в основном к доломитам и доломитизированным известнякам.

В разрезе продуктивной толщи В.И. Оливковым, В.А. Лещенко, Н.А. Рулевым в соответствии с подходом А.А. Ханина установлены три группы коллекторов:

1-я группа - тонкопорово-микрокаверново-трещинные,

m = 0,1-3 %; к = 10~19 - 9 • 10~17 м2; 2-я группа - порово-микрокаверново-трещинные,

m = 3-6 %; к = 5 • 10~19 - 8,5 • 10~16 м2; 3-я группа - трещинно-микрокаверново-поровые,

m > 6 %; к = 1,1 • 10~16 - 4,5 • 10~12 м2.

По данным разработки и профилям притока установлено, что основную емкость газоконденсатного резервуара залежи составляют коллекторы третьей группы (т > 6 %), т.е. трещинно-поровые. Поэтому для опытного участка характеристика емкостных и фильтрационных свойств коллекторов, особенности их распределения в продуктивном разрезе даются по 3-й группе (т > 6 %) коллекторов. Рассматриваются и приводятся ФЕС пород-коллекторов в стратиграфической последовательности снизу вверх от VI до II горизонта (Cjbb - Qmh - Р,а + С3). Продуктивный разрез в пределах участка под закачку газа начинается терригенными отложениями бобриков-ского горизонта нижнего карбона (пачка VI); максимальная вскрытая толщина их 197 м (скв. 254), из которых газонасыщенного коллектора лишь 6,4 м (скв. 195). В скв. 254 все эффективные толщины приходятся на неф-тенасыщенную часть разреза. Пористость в продуктивной части составляет 5 %, проницаемость 1,2 • 10~16 м2. Разрез уплотнен.

Тульские и алексинские отложения относятся к плотным низкопоровым “неколлекторам” и рассматриваются как полуэкран для газовых скоплений в бобриковских песчаниках.

Разрез Михайловских отложений вскрыт в скв. 151, 158, 195, 254 (254 - геофизическая скважина), эффективные газонасыщенные толщины выявлены в скважинах 151 и 158 (соответственно 13,9 и 23,2 м). В скважинах 195 и 254 эти отложения представлены плотными разностями пород. Пористость газонасыщенных пород составляет 9,1-9,7 %, проницаемость (1,01-1,65) • 10~15 м2.

Однако материалы бокового каротажа (БК) указывают на неоднородность разреза за счет переслаивания тонких (1-3 м) пропластков различного сопротивления. Чисто артинские карбонаты газоотдающими являются только в скв. 2 (контрольно-наблюдательная), расположенной вне рассматриваемого участка, и в центральной, тяготеющей к западному крылу сводовой части северного купола. Кроме того, в ряде скважин, опробованных в разное время (4, 12, 26, 33, 34, 35, 29, 47, 142, 56, 57, 204, 207), испытанные в этой части разреза объекты оказались “сухими” или в лучшем случае бы-

501

ли получены слабые признаки газонефте- и водонасыщения. Эти отложения ведут себя как низкопоровый “неколлектор”, обладающий достаточно высоким остаточным водонасыщением, большим градиентом давления, тонкопоро-вым строением, отсутствием зависимости между пористостью, проницаемостью и остаточной водонасыщенностью. Продуктивность сакмарских отложений отдельно не установлена, они эксплуатируются совместно с ассельски-ми, всего лишь в четырех скважинах (3, 114, 144, 145), расположенных за пределами рассматриваемого участка.

Отложения ассельского яруса и верхнего карбона (пачка II) имеют среднюю толщину на участке 73,3 м. Состоят они преимущественно из темно-серых, серых и реже светло-серых плотных органогенных, органогенно-обломочных и органодетритовых, сильно перекристаллизованных известняков, в разной степени доломитизированных до доломитов, глинистых и ок-ремненных. Породы макро- и микротрещиноватые, отмечается микрокавер-нозность. Трещинно-поровые коллекторы составляют 20,1 % толщины горизонта. Залегают они неравномерно тонкими (0,5-2 м) пропластками. Продуктивность этих отложений отмечается в скважинах, расположенных на западном крыле и тяготеющих к сводовой принадвиговой зоне (скв. 3, 144, 154), где наиболее развита макро- и микротрещиноватость пород, за счет чего улучшаются их ФЕС. К востоку от свода породы тонкопоровые, плотные.

Отложения московского яруса среднего карбона (пачка III) средней толщиной 136 м на участке представляют собой чередование светло-серых органогенно-детритовых, в разной степени перекристаллизованных и доломитизированных известняков и вторичных доломитов с переходом одной породы в другую. По всему разрезу установлены микротрещиноватость, микро-кавернозность, сутуры. Для нижней (подошвенной) части горизонта характерно наличие глинистых разностей карбонатных пород, которые являются “репером”. По данным промысловой геофизики разрез слабо дифференцирован, кроме нижней части, менее уплотнен и характеризуется меньшими сопротивлениями (рк = 500-2000 Ом-м). Участкам, где преобладают доломиты, соответствует низкий фон гамма-активности. На долю поровых и тре-щинно-поровых коллекторов приходится 31,6 % толщины горизонта.

Стешевско-веневские карбонаты в пределах участка вскрыты шестью скважинами (7, 150, 151, 158, 195 и 254). Они характеризуются высокими значениями эффективных толщин от 49,4 м (скв. 150) до 85,6 м (скв. 7), пористостью от 7,5 до 10,5 % и проницаемостью (0,45-2,3) • 10~15 м2. Максимальные эффективные толщины в контуре изопахиты 80 м развиты в центральной части участка. К востоку они уменьшаются до 30 м, на юге и севере участка - до 50 и 60 м. Трещинно-поровые коллекторы составляют 49,8 % толщины горизонта.

Башкирско-протвинский разрез вскрыт практически всеми скважинами (7, 128, 130, 133, 150, 151, 158, 195, 254). Максимальные эффективные толщины оконтуриваются изопахитой 40 м в районе скв. 7, 151, 133, 129. На восток и запад эффективные толщины изменяются соответственно до 20 м. Емкость этой толщины характеризуется пористостью от 6 до 9,9 %, фильтрационные свойства - проницаемостью (0,14 1,9)-10 15 м2. В целом башкирско-протвинские карбонаты более плотные, чем стешевско-веневские. Трещинно-поровые коллекторы в разрезе залегают в виде прослоев, линз, на долю которых приходится 23,7 % толщины горизонта.

Отложения московского яруса среднего карбона в пределах участка

502

вскрыты всеми скважинами. Трещинно-поровые коллекторы развиты по всей площади. Наибольшие эффективные газонасыщенные толщины приурочены к скв. 7, 129 и 151. Максимальное значение эффективной толщины, равное 99,3 м, имеет скв. 151. Основной объем коллекторов приходится на сводовую центральную часть участка, которая оконтуривается изопахитой 80 м. На погружениях к границам участка эффективные толщины сокращаются до 60-50 м. На трещинно-поровые коллекторы (m > 6 %) приходится 55,7 % толщины горизонта. Пористость пород-коллекторов изменяется от 7,1 до 10,3 %, проницаемость (0,3-2,3) • 10~15 м2. Основной объем коллекторов приурочен к средней части московских карбонатов, что позволяет рассматривать их как единый газогидродинамически связанный газоконденсатонасыщенный резервуар. С учетом высоких ФЕС и наличия значительных остаточных запасов газа и конденсата московские карбонаты являются основным объектом под закачку газа.

Нижнепермские отложения (в объеме ассельских, сакмарских, артин-ских), а также и верхнекаменноугольные в пределах участка представлены плотными, глинистыми карбонатными породами, в основном с пористостью m = 0,1-3 %. Трещинно-поровые коллекторы по площади развиты в виде ограниченных полей, по разрезу это - отдельные тонкие прослои и линзы. Доля их составляет от 3 до 10 % толщины горизонтов. Так же, как тульские и алексинские отложения, толща нижнепермских - верхнекаменноугольных карбонатов в целом относится к низкопоровым “неколлекторам”, которые на процесс закачки газа отрицательного влияния не окажут.

Остановимся на особенностях флюидонасыщения продуктивного разреза и характере водопроявлений по информации, известной к началу проектирования технологической схемы эксплуатации опытного участка. В разрезе Вуктыльского месторождения относительно однородные (трещинно-поровые) коллекторы, как правило, залегают в виде довольно тонких пластов, разделенных низкопористыми и непоровыми коллекторами, но в сумме составляющих значительные толщины. Породы-коллекторы независимо от гипсометрии и стратиграфического положения имеют сложное строение и характеризуются резкой неоднородностью по ФЕС, что, в свою очередь, в процессе разработки оказывает влияние на характер насыщения пластовыми флюидами продуктивной толщи залежи.

В 1981 г. по данным ГНС с учетом результатов опробования скважин было установлено наличие в приконтактной части залежи зоны трехфлюид-ного насыщения, которая была названа “переходной зоной”. Эта зона находится между чисто газонасыщенной и чисто водонасыщенной частями разреза. В скважинах, вскрывших нефтяную оторочку, она насыщена нефтью, в остальных - имеет смешанное газонефтеконденсатоводяное насыщение.

Особенностью “переходной зоны" является ее перемещение (в процессе разработки) по разрезу из области повышенного давления (приконтактной) в зону с низким градиентом давления (к своду). Миграция “переходной зоны” обусловливается как условиями эксплуатации, так и степенью активности внедрения пластовых вод в залежь. В целом все это приводит к расформированию нефтяных оторочек и увеличению толщины "переходной зоны" за счет продвижения ее границы не только в пластах с пористостью более 6 %, но и за счет пропитки жидкими пластовыми флюидами низкопористых коллекторов.

Для рассматриваемого участка границы “переходной зоны” определены в интервале отметок минус 3207 - минус 3270 м, что дает толщину зоны в

503

63 м. Выше этой зоны характер текущей насыщенности продуктивного разреза пластовыми флюидами определялся по данным бокового и радиоактивного каротажа (БК, ГК + НГК). Насыщение продуктивного разреза газообразными и жидкими УВ опытного участка изменяется от контура продуктивности к своду залежи. Так, в бобриковских песчаниках в скв. 254 и 195 насыщение изменяется от чисто газового (газонасыщенность аг > 70 %, конденсат растворен в газе) до газоконденсатного (аг = 60-70 %, конденсат находится в рассеянном капельно-жидком состоянии), газожидкостного (аг < 60 %, смешанное насыщение, конденсат + нефть в жидкой фазе и газ) и до насыщения разреза пластовой водой. Преобладают газоконденсатный и газожидкостный типы насыщения, на долю которых приходится 72-86 % эффективной толщины горизонта. Чисто газовое насыщение составляет 14-28 %.

Михайловский разрез на участке имеет чисто газовое или газоконден-сатное насыщение. На чисто газовый тип насыщения приходится 57-61 % эффективной толщины горизонта, на газоконденсатный - 39-43 %.

В стешевско-веневских карбонатах эти отложения имеют сложное распределение насыщенности. Здесь чисто газовое насыщение изменяется в пределах от 14 до 10 % эффективной толщины, газоконденсатонасыщен-ность - от 14,4 до 70,2 % и на газожидкостное насыщение приходится 15— 28,6 % эффективной толщины горизонта.

Башкирско-протвинские отложения вскрыты всеми скважинами рассматриваемого участка. Они характеризуются смешанным насыщением. Большую часть (60 %) составляет газоконденсатное и газожидкостное насыщение, которое охватывает от 35 до 100 % эффективного разреза, на чисто газовое насыщение приходится меньшая часть (40 %) толщины коллектора.

Разрез московских отложений имеет сложное смешанное насыщение -от газожидкостного, газоконденсатного до чисто газового, значения их соответственно составляют 43-47,6; 5,3-56 и 11-100 % эффективной толщины горизонта.

Нижнепермский (артинско-ассельский) и верхнекаменноугольный разрез в пределах участка имеет как чисто газовое, так и газоконденсатное и газожидкостное насыщение. Интервалы флюидонасыщенных коллекторов прослеживаются редкими тонкими прослоями. Доля их в эффективной толщине горизонта составляет 77-100; 56; 22,2-43,3 %.

Рассматриваемая продуктивная толща в пределах опытного участка от башкирско-протвинских отложений до кровли залежи (подошва кунгурских отложений) имеет в основном газовый и газоконденсатный характер насыщения.

Характер и интенсивность водопроявлений в залежи определяются положением скважин на структуре, расстоянием работающих объектов до ГВК, выходом на его уровень верхневизейско-московской проницаемой толщи, наличием микро- и макротрещиноватости и условиями эксплуатации скважин (форсированный режим).

С 1985 по 1989 г. основной очаг обводнения скважин сформировался от скв. 26 до скв. 188, далее по восточному пологому крылу, а также на запад от скв. 188 за счет вовлечения в него скв. 7, 129 и 133. На восточном крыле пластовые воды распространились по восстанию пластов до скв. 90. Локальный очаг поступления минерализованной воды сформировался в принадвиго-вой зоне в районе скв. 101. Таким образом, по залежи со стороны восточного крыла сформировалась обширная зона селективного обводнения по верхне-визейско-московским карбонатам. По гипсометрии вода появляется на все

504

более высоких отметках и к настоящему времени она обнаруживается уже на 300 м выше ГВК (отметка начального ГВК минус 3350 м, скв. 104, 151, 105, 128, 129, 130), что говорит о быстрых темпах продвижения воды в последний период.

В ряде скважин - 62, 83, 152, 163, 167, 170, 179, 186, 192 и 195, рабочий интервал которых расположен выше ГВК, получены притоки пластовых вод при испытании. Это свидетельствует об обводнении значительной части продуктивной толщи не только непосредственно на участках работающих скважин, но и на пространстве между ними. В пределах рассматриваемого участка уровень водопроявлений в скважинах определяется гипсометрическим положением верхней границы “переходной зоны", которая здесь находится на средней отметке минус 3207 м.

В процессе эксплуатации залежи в скважины поступают воды трех генетических типов, что свойственно и опытному участку:

пластовые воды, представленные главным образом подошвенными;

конденсатогенные воды (техногенные конденсационные);

технические жидкости (продукты СКО).

В большинстве случаев попутные воды представлены сложными смесями указанных типов.

Так, наличие чисто конденсационных вод зафиксировано в продукции скв. 66, 90, 15 и 104, конденсационные и пластовые имеют место в скв. 18, 84, 91, 92, 101, 105, 159, 257, с регулярным выносом минерализованных вод работают скв. 128, 129, 131, 150, 151, 158, 195.

Интенсивность водопритоков изменяется от 1 м3/сут до 10 м3/сут и более.

С выносом жидкости до 1 м3/сут работает скв. 158, с дебитом 2-4 м3/сут - скв. 84, 92, 129, до 10 м3/сут - 38, 128. В совместно работающих скв. 91 и 98 дебит жидкости составляет 12 м3/сут.

Оценка текущих запасов газа и конденсата участка по состоянию на 01.01.89 в условиях взаимодействия со всей залежью была проведена объемным методом.

Исходные данные для расчета находились следующим образом.

Площади участков были определены по карте масштаба 1 : 25 000 в границах контура продуктивности и по забоям скв. 127, 128, 131/150, 254, 133.

Параметр кп • Иэф (произведение коэффициента пористости в долях на эффективную толщину) для стратиграфических горизонтов находился как среднеарифметический из средневзвешенных по скважинам. Текущие давления по горизонтам приняты на основании имеющихся глубинных замеров путем пересчета на соответствующие абсолютные отметки.

Текущий коэффициент газонасыщенности Кг принят по материалам ТИС как среднеарифметическая величина по трем скважинам.

Для пачек III, IV, V текущие Кг отличаются от начальных незначительно. Для пачки VI (михайловский горизонт) и бобриковской залежи газонасыщенность в настоящее время снизилась.

Коэффициенты сверхсжимаемости, перевода пластового газа в "сухой”, усадки выпавшего в пласте конденсата, текущее содержание С5+, в добываемом газе, изменение порового пространства за счет выпавшего “сырого” конденсата находились по зависимостям, полученным по данным экспериментальных и промысловых исследований газоконденсатной характеристики.

Величины подсчетных параметров и результаты оценки запасов участка приведены в табл. 6.4.

505

ТАБЛИЦА 6.4

Текущие запасы газа и конденсата опытного участка

Пачка
Площадь, 103 м2
К'КФ, м
Поровый объем, 103 м3
Текущие параметры
Запасы в газовой фазе
Объем выпавшего конденсата, 103 м3
Объемный коэффициент усадки

Kj
газонасыщенный объем, 1000 м3
давление, МПа
температура, К
z
газа пластового, 10е-м3
в том числе

газа
“сухого",
10е м3
С5+в, т

III C2m
IV С2Ь + + С.рг
V CjSr + vn
VI Cjmh
5637,5 5562,5
4918,75 3662,5
6,835 2,245
5,795 1,758
38532,3125 12487,8125
28504,1563 6438,675
0,8 0,65
0,81 0,5
30825,85 8117,078
23088,367 3219,3375
5,2 5,27
5,32 5,36
324 326
329 330
0,898 0,900
0,902 0,901
1562,655 413,541
1173,997 164,508
1461,791 386,848
1098,22 153,89
58471,65 15473,93
43928,8 6155,59
3452,5 913,2
2609,0 364,4
0,802 0,798
0,788 0,782

Всего:


85962,9563

65250,6325



3314,701
3100,749
124029,97
7339,1

ТАБЛИЦА 6.5 Параметры и запасы газа и конденсата по объектам участка

Район скважин
Пачка
Площадь, 103 m2
КЛФ>
M
Поровый объем, 103 m3
Текущие параметры
Текущие запасы в газовой фазе
Объем выпавшего конденсата, 103 м3
Объемный коэффициент усадки

Kj
газонасыщенный объем, 103 м3
давление, МПа
температура, К
z
газа пластового, 106 м3
в том числе

газа
“сухого",
106 м3
С5+в, т

151, 195
158-Про-ект-ные
7,
129, 130, 133 Проектные
III C2m
IV С2Ь + + С.рг
V CjSr + vn
VI Cjmh
887,5
887,5
887,5 687,5
7,445
2,546
6,47 1,758
6607,4375
2259,585
5742,125 1208,625
0,8
0,65
0,81 0,5
5285,95
1468,724
4651,121 604,313
5,2
5,27
5,32 5,36
324
326
329 330
0,898
0,9
0,902 0,901
267,961
74,827
236,5 30,88
250,665
69,997
221,235 28,887
10026,59
2799,89
8849,4 1155,49
592,03
165,23
525,58 68,41
0,802
0,798
0,788 0,782

Всего:
III C2m
IV C2b + + Cjpr
V CjSr + vn
VI Cjmh
1262,5
1262,5
1262,5 875
7,431
2,794
6,47 1,758
15817,763 9381,6375
3527,425
8168,375 1538,25
0,8
0,65
0,81 0,5
12010,108 7505,31
2292,826
6616,384 769,125
5,2
5,27
5,32 5,36
324
326
329 330
0,898
0,9
0,902 0,901
610,168 308,467
116,813
336,43 39,302
570,784 355,909
109,273
314,715 36,765
22831,37 14236,36
4370,91
12588,58 1470,62
1351,25 840,6
257,9
747,7 87,1
0,802
0,798
0,788 0,782

Всего:


22615,69

17183,645


873,011
816,662
32666,47
1933,3

Результаты физического и математического моделирования процесса воздействия на истощенный газоконденсатный пласт неравновесным сухим газом, изложенные в предыдущих главах, свидетельствуют о том, что нагнетание сухого газа в натурный пласт позволит существенно повысить эффективность доразработки остаточных запасов Вуктыльского месторождения. Однако на стадии проектирования невозможно учесть все особенности процесса в условиях натурного пласта, характеризующегося большими эффективными толщинами, сильной неоднородностью и трещиноватостью пород-коллекторов. Поэтому целесообразно провести опытно-промышленные испытания предлагаемых методов повышения извлечения выпавшего в пласте конденсата на ограниченном объекте в пределах рассмотренного участка.

Выбор объектов и обоснование бурения новых скважин. В пределах участка по согласованию с предприятием “Севергазпром” закачку тюменского газа было рекомендовано проводить в скв. 158, 195, 151. Реагирующими будут скв. 7, 129, 130 и 133 (см. рис. 6.11). При такой схеме закачки воздействие практически будет на весь продуктивный разрез по его толщине. Объем порового пространства между нагнетательными и реагирующими скважинами достаточно велик (табл. 6.5) и при ограниченной приемистости нагнетательных скважин сроки опытно-промышленных работ сильно затянутся. Для их сокращения было предложено к западу от скв. 158, 195 и 151 пробурить три эксплуатационные скважины на расстоянии соответственно 600, 700 и 840 м по забоям на московские отложения. При закачке тюменского газа в скв. 158, 195, 151 из новых и реагирующих скважин должен осуществляться отбор пластового флюида.

Как только состав добываемого из новых скважин газа будет близок к составу закачиваемого, новые скважины следует перевести под закачку газа. Таким образом будет осуществляться система последовательного линейного воздействия от восточного крыла к своду и далее к западному крылу в сторону меньших пластовых давлений.

Остановимся на эксплуатационной характеристике и техническом состоянии скважин опытного участка. Эксплуатационная характеристика скважин, расположенных в пределах участка, приведена в табл. 6.6. Все 11 скважин работают. Большинство скважин вступило в эксплуатацию до 1980 г.

Из 11 скважин эксплуатационную колонну диаметром 152 мм имеют восемь, 203 мм - две (скв. 129, 133) и 126 мм - одна (скв. 7). Скв. 133 имеет открытый ствол против продуктивных отложений, оборудована НКТ диаметром 112 мм и пакером, так же оборудована скв. 129. В остальных скважинах спущены НКТ диаметром 75,9 и 100,3 мм, а в скв. 128, 131, 158, 151 - НКТ переменного сечения. На забое скв. 131 находятся два геофизических груза, а в скв. 150 - оборванные НКТ (75,9 мм) - 246 м. На всех скважинах проводились работы по интенсификации притока от одного до пяти раз.

Суммарные отборы газа по скважинам данного участка в зависимости от продуктивности периода работы составляют от 0,5 до 7,1 млрд. м3. Самые большие отборы приходятся на скв. 7, 127, 133. Текущие дебиты скважин составляют от 15 до 577 тыс. м3/сут. Самый низкий дебит имеет скв. 128. Ухудшение продуктивности этой скважины связано с притоком пластовой воды и засорением призабойной зоны в процессе капитального ремонта; в настоящее время она работает на газлифте. Пять скважин (7, 127, 129, 130, 133) имеют дебиты свыше 300 тыс. м3/сут, четыре (131, 150, 151, 158) - от 200 до 270 тыс. м3/сут. Из этих скважин семь работают по НКТ и ЗТ.

Все перечисленные скважины имеют низкие коэффициенты фильтра-

507

ТАБЛИЦА 6.6 Эксплуатационная характеристика скважин участка

Показатели
Номер скважины

7
127
128
129
130
131
150
158
151
195
133

Дата ввода в эксплу-
30.05.69
03.03.70
06.04.81
17.03.73
02.12.70
13.07.84
25.07.80
31.12.80
31.10.80
26.04.83
19.09.72

атацию

Конструкция:

диаметр долота, см
19,0
21,6
21,6
26,9
21,6
21,6
21,6
21,6
21,6
21,6
26,9

диаметр эксплуата-
12,6
15,2
15,2
20,3
15,2
15,2
15,2
15,2
15,2
15,2
20,3

ционной колонны,
см
глубина спуска экс-

3462,2
2573
3332,5
2840,6
2881
3409,6
3340
3314
3407
3450
2905

плуатационной ко-

лонны, м

глубина искусствен-
3220
2900,5
3330
2851
2881,7
3392
3340,9
3336
3390
3260
3001

ного забоя, м

диаметр лифта, см
7,59
10,03
7,59* 6,2
11,2 7,59
7,59
7,59 6,2
7,59
10, 03 7,59
10, 03 7,59
7,59
11,2

длина лифта, м
2905
2588
2078 1069, 3
2460 200
2711
367 2830
3045
698, 2 2208, 8
586,5 2420, 5
3146
2763

Глубина середины
3066
2736
3160
2672
2790
3120
2996
2970
2992
3077
2900

вскрытого интервала,
м
Осложнения в стволах

-
-
-
Пакер не
-
Оставлено
Голова

скважин



герметичен

2 геофизических груза по 80 см
оборванного НКТ диаметром 88,9 мм на глубине 3095 м

Число обработок для
2 (1969-
1 (1973)
5 (1974-
3 (1974-
1 (1976)
3 (1984)
5 (1984-
3 (1980-
3 (1980-
3 (1983-
-

интенсификации
1977)

1982)
1977)


1985)
1982)
1982)
1984)

притока (годы)

Условия работы сква-
НКТ+ЗТ
НКТ+ЗТ
Газлифт
НКТ+ЗТ
НКТ+ЗТ
НКТ
НКТ+ЗТ
НКТ+ЗТ
НКТ+ЗТ
НКТ
НКТ

жин

ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 6.6

Показатели
Номер скважины

7
127
128
129
130
131
150
158
151
195
133

Продуктивная характе-

ристика скважин:

коэффициенты

фильтрационного

сопротивления А,

МПа2-сут/тыс. м3
0,49
3,95
62,91
2,24
1,93
16,4
10,5
11,5
14,51
36,3
0,68

С (МПа2-сут/тыс.
0,00113
0,0025
0
0
0
0
0
0
0
0,00903
0

м3)2"

дебит газа по да-

ным информацион-

ных отчетов,

тыс. ^/сут:

декабрь 1987 г.
429
372
-
696
255
236
316
311
375
64
512

ноябрь 1988 г.
327
310
15,0
577
372
215
256
215
266
31
450

Суммарный отбор газа,
5135,19
6502,43
772,93
3766,4
3856,1
470,99
558,06
1055,25
1285,2
202,3
7101,33

млн. м3

Пластовое давление,
4,9
5,5
5,3
4,9
5,5
5,5
5,0
4,3
5,1
4,9
4,5

МПа
колонна, j

* Двухступенчатая
ифт, верхняя/нижняя ступени.


** Коэффициенты получены расчетным путем по контрольным
замерам.

ционного сопротивления (А = 0,49 - 16,4 сут/тыс. м3) и приурочены к сводовой и присводовой части структуры. Низкая продуктивность скв. 195, по-видимому, связана с поступлением жидкости как из нижележащих отложений, так и из отдельных прослоев вскрытого интервала.

Закачку тюменского газа было предусмотрено проводить в скв. 158, 195 и 151.

В случае бурения дополнительных скважин между нагнетательными и реагирующими (см. рис. 6.11) ожидалось, что их продуктивные характеристики будут на уровне характеристик скв. 158, 151. Учитывая, что работать они будут в режиме как добывающих, так и нагнетательных, в этих скважинах целесообразно иметь НКТ диаметром 75,9 мм со спуском до нижних дыр перфорации.

В связи с реализацией предложенной технологии в качестве нагнетательных скважин было решено использовать три вновь пробуренные скважины (269, 270, 273). Позднее под нагнетание использовали дополнительно скв. 128, серпуховские отложения в которой были обводнены. Таким образом, реальная схема закачки и отбора газа была изменена по сравнению с расчетным вариантом (см. раздел 3).

6.2.2

СХЕМА ПОДАЧИ ГАЗА ДЛЯ ПЛОЩАДНОГО ВЫТЕСНЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ И ПОДГОТОВКИ ПРОДУКЦИИ К ТРАНСПОРТУ

При поровом объеме 86 млн. м3 опытный участок имел запасы конденсата в жидкой фазе 7,3 млн. м3 и в газовой фазе 124 тыс. т (на 01.01.89).

Организация опытного участка на УКПГ-8 по извлечению выпавших в пласте углеводородов является одним из элементов создания ресурсосберегающей технологии на Вуктыльском ГКМ. Завершающим этапом является создание технологического комплекса, позволяющего не только в достаточной степени извлекать из газа углеводородные компоненты (С2+), но и в дальнейшем производить их переработку. В связи с этим специалистами Север-НИПИгаза прорабатывался вопрос о целесообразности строительства установки низкотемпературной конденсации и адсорбции (НТКА), позволяющей практически полностью извлечь из добываемого газа фракцию С2+ и направить ее на СГПЗ.

В настоящее время отсутствует определенность в том, какой метод обработки газа будет в перспективе использован на Вуктыльском ГКМ, поэтому целесообразно в общих чертах охарактеризовать возможные альтернативные варианты.

Схема подготовки газа в целом на Вуктыльском ГКМ (по схеме ДКС -ДС - НТС) такова. Поступающая на УКПГ продукция скважин проходит предварительную подготовку, которая заключается в одноступенчатой сепарации; цель предварительной подготовки состоит в необходимости обеспечения раздельного транспорта газа и конденсата от УКПГ до ГС с минимальными потерями давления. Газ сепарации с УКПГ под собственным давлением подается по внутрипромысловому газопроводу на прием ДКС. Давление на приеме ДКС составит 0,6 МПа, давление сепарации на УКПГ определится гидравлическими потерями во внутрипромысловом газопроводе с учетом расстояния от УКПГ до ГС. Конденсат с УКПГ через емкость передав-

510

ливания с помощью газа высокого давления (тюменского) периодически передавливается во внутрипромысловый конденсатопровод и далее в подпорные емкости насосной конденсата ГС месторождения.

На ДКС с помощью многоступенчатого сжатия в центробежных нагнетателях давление общего потока газа (в том числе и газа Западно-Соплесского ГКМ) повышается до 4,5-5,0 МПа. При этом давлении газ на холодильной станции (ХС) ГС месторождения охлаждается до температуры минус 10 °С. Технико-экономическое обоснование возможности охлаждения 9 млрд. м3/г газа до минус 10 °С с помощью холодильных мощностей на ГС Вуктыльского месторождения выполнено сотрудниками СеверНИПИгаза и вошло в проект доразработки этого месторождения.

Охлажденный газ проходит на ГС низкотемпературную сепарацию с помощью существующего сепарационного оборудования. Подготовленный газ из низкотемпературных сепараторов направляется при давлении 4,4-4,9 МПа в магистральный газопровод Вуктыл - Ухта.

Отсепарированный в низкотемпературных сепараторах газовый конденсат направляется двумя потоками: на установку получения ШФЛУ и в подпорные емкости насосной конденсата. Из подпорных емкостей общий поток конденсата (в том числе и конденсата Западно-Соплесского ГКМ) насосом при давлении 4,5-5,0 МПа откачивается в магистральный конденсатопровод в качестве сырья для Сосногорского ГПЗ.

Схема подготовки газа на УКПГ и в целом на Вуктыльском ГКМ с вводом в эксплуатацию установки НТКА выглядит следующим образом. На УКПГ Вуктыльского ГКМ сохраняется схема предварительной подготовки продукции скважин методом одноступенчатой сепарации с подачей газа сепарации под собственным давлением во внутрипромысловый газопровод и далее на прием ДКС. Конденсат с УКПГ через емкость передавливания с помощью газа высокого давления (тюменского) передавливается во внутрипромысловый конденсатопровод и далее на установку НТКА.

Применение на ГС Вуктыльского ГКМ для окончательной подготовки газа (в том числе западно-соплесского, а в перспективе и усинского нефтяного) метода НТКА позволило провести глубокое извлечение этана, пропан-бутановой фракции и С5+ из газа в промысловых условиях и получить кондиционный газ для его дальнего транспорта по магистральному газопроводу.

На ГС Вуктыльского ГКМ в этом случае происходит соединение всех указанных газовых потоков, которые затем компримируются на ДКС с 0,6 до 5,0 МПа.

Компримированный газ обрабатывается на установке НТКА с деметани-зацией всего добываемого нестабильного конденсата. Очищенный и осушенный газ с установки НТКА направляется в магистральный газопровод; один поток фракции С2+ отводится на установку получения ШФЛУ, второй поток идет к Сосногорскому ГПЗ.

Для контроля за закачкой агентов и отбором продукции при реализации технологических процессов воздействия на пласт в условиях Вуктыльского НГКМ предложены технологические схемы, подробно рассмотренные в проекте “Конденсат-2”.

6.2.3

СИСТЕМА КОНТРОЛЯ ЗА ПРОЦЕССОМ

На этапе подготовки к внедрению технологической схемы эксплуатации опытного участка Вуктыльского ГКМ с закачкой в пласт сухого газа под руководством одного из авторов была разработана система контроля за процессом. Основные положения этой системы изложены в последующих разделах.

ПАРАМЕТРЫ ПРОМЫСЛОВОГО КОНТРОЛЯ ЗА ПРОЦЕССОМ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

Система физико-химического анализа построена на использовании результатов хроматографии закачиваемого и извлекаемого из пласта газа. Поскольку при воздействии на залежь используется сухой (по содержанию углеводородов С2+) газ, состоящий из метана с небольшим количеством азота, хроматографические данные дают возможность отслеживать динамику состава смеси с этим агентом пластового газа, содержащего существенно меньше метана, но почти на порядок больше азота. Кроме того, в нагнетаемом газе присутствует лишь небольшое количество компонентов С2+, тогда как в пластовом газе их содержание значительно.

Для повышения чувствительности хроматографического контроля было предложено отслеживать тенденцию изменения в продукции скважин не только содержания отдельных компонентов, но и их отношений, причем таких, в которых соотносимые компоненты имеют разнонаправленную динамику. Например, содержание метана в продукции при подмешивании закачанного газа должно было возрастать в интервале от 78-79 до приблизительно 98 % (молярная доля), тогда как содержание остальных компонентов из фракции С2+, а также азота должно было снижаться. Поэтому в качестве контрольных параметров-индикаторов были приняты также соотношения Q/Cj, Q/Сз, Q/Q, Q/Nj, Q/C2+, Q/C^, С1-М-С4/С2-ЛБУ-С4.

Последнее комплексное соотношение, как показали аналитические и экспериментальные исследования специалистов ВНИИГАЗа, полезно при длительном во времени контроле, когда через истощенный газоконденсатный пласт прокачиваются большие объемы газа. В этом случае оно имеет четкую динамику в сторону уменьшения.

При осуществлении физико-химического контроля важная роль отводится свойствам фракций С2+ и С5+ - плотности и молекулярной массе. Эти параметры особенно информативны в условиях, когда продуктивный пласт имеет большую толщину, а сложившееся за предшествующий период разработки пространственное распределение остаточных запасов фракций неравномерно по толщине и по площади пласта.

Перечень основных параметров физического и физико-химического контроля дан в табл. 6.7.

Дебит и приемистость скважин, а также пластовое и забойные давления определяют согласно инструкции по исследованию пластов и скважин.

Содержание в продукции компонентов - как углеводородных, так и неуглеводородных - определяется на основании газохроматографического анализа проб продукции. Конденсатогазовый фактор, молекулярную массу и плотность стабильного конденсата находят, применяя стандартные промысловые и лабораторные методики.

512

ТАБЛИЦА 6.7

Основные физические и физико-химические параметры, используемые при контроле за разработкой опытных политопов с воздействием на пласт

Параметры
Обозначение
Единица измерения

1. Дебиты добывающих скважин
2. Приемистость нагнетательных скважин
3. Индикаторы:
содержание в продукции компонентов (Ci, N2)
соотношение компонентов Cj/C2, Cj/C3, Cj/C4, Cj/C5+, ЛБУ-С,/М-С,; С!-М-С4/С2-ЛБУ-С4, С2/С3, С2/С4, С2/С5+, С3/С4, С3/С5+, С4/С5+, C,/N2
4. Доля тюменского газа в продукции
5. Конденсатогазовый фактор продукции
6. Молекулярная масса добываемого конденсата
7. Плотность добываемого конденсата
8. Пластовое давление
9. Коэффициент охвата пласта закачанным тюменским газом
Qд
.
а
КГФ
|i
р
Р„*в
тыс. м3/сут тыс. м3/сут
% (молярная доля)
г/м3
г/моль
г/см3
МПа

Для определения доли тюменского газа в продукции добывающих скважин (а) и коэффициента охвата пласта закачанным тюменским газом (Рохв) специалистами ВНИИГАЗа и СеверНИПИгаза были разработаны описанные ниже расчетные методики.

Доля а в продукции скважины обратно извлекаемого тюменского газа может быть определена по динамике содержания в продукции компонентов, которых в тюменском газе намного больше (метан) или, напротив, намного меньше (этан, азот и др.), чем в пластовой смеси. При этом расчетная формула для определения а в первом случае имеет следующий вид:

°Ч = [(С^прод ~~ (С1)ПЛ]/[(С1)ТЮМ - (C^uJ,

где (С() , (С!)тюм, (С^пл - содержание компонента (метана) соответственно в добываемой продукции, в закачиваемом газе, в пластовом газе. Во втором случае расчетная формула имеет следующий вид:

а2 = [(С2)пл ~~ (С2)прод]/[(С2)пл ~~ (С2)тюм]> ИЛИ

а3 = [Ш2)пл ~~ Ш2)прод]/[Ш2)Пл ~ Ш2)тюм].

Поскольку компоненты, по динамике содержания которых рассчитывается доля тюменского газа в продукции, различаются значениями констант межфазного равновесия, т.е. растворимостью в пластовом ретроградном конденсате, точность определения будет выше для слаборастворимых компонентов, например для азота.

Для оценки коэффициента охвата пласта закачиваемым газом используют следующую информацию:

объем пор опытного участка или начальные запасы пластового газа в этом объеме, QMr;

объем сухого тюменского газа, закачанного в пласт на расчетный момент времени, QTr3aK;

объем тюменского газа, извлеченного обратно из пласта на расчетный момент времени, QTr извл;

513

среднее пластовое давление в зоне, занятой оставшимся пластовым газом, /5ПЛГ, и в зоне, занятой закачанным тюменским газом, ртт;

коэффициенты сжимаемости пластового и тюменского газов при текущих термобарических условиях пласта Znjlr и ZTr.

При этом делается допущение, что границы опытного участка непроницаемы и перетока флюидов через них не происходит.

Расчетная формула в этом случае имеет следующий вид:

Р =Рпл.г • Zi.r(Q т.г.зак - Ст.г.доб)/^

ПЛ.Г ГТ.Т ^?ПЛ.Г>

где Рт.г.доб = Qrasaдоб " ai Сгаза доб ~~ объем газовой смеси, состоящей из пластового и тюменского газов, добытой с момента начала закачки последнего до расчетного момента времени; a - доля тюменского газа в этом объеме.

Продуктивные отложения Вуктыльского месторождения включают пять объектов, из которых основным является третий (III), представленный московским ярусом. На полигоне в районе УКПГ-8 воздействие сухим газом осуществляется именно на третий объект. Однако добыча остаточных запасов углеводородов ведется также из других объектов (серпуховские и прочие отложения). В этих условиях очень важно отслеживать динамику профилей приемистости в нагнетательных и притока в добывающих скважинах.

Таким образом, получаемые геофизическими методами характеристики работы скважины являются также важными параметрами контроля за воздействием на пласт.

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ДОБЫЧИ РЕТРОГРАДНЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ

Ниже излагается методика расчета добычи этана, пропана, бутанов, пентанов плюс высшие, составляющих ретроградную часть продукции скважин. Поскольку расчет производится с помощью компьютеров, алгоритм расчета представляет "пошаговую" последовательную систему счета, предложенную одним из авторов совместно с В.А. Николаевым и С. Г. Рассохиным.

[1] Определение объема газа продукции за расчетный период:

^прод = nQcp (МЛН. М3),

где п - количество дней в периоде; Qcp - среднесуточный дебит газа за расчетный период.

[2] Определение объема тюменского газа за расчетный период:

Утюм = a [1] (млн. м3),

где a - среднее значение доли тюменского газа за расчетный период (в долях единицы).

[3] Определение объема пластового газа за расчетный период:

^пл = [1Ц2] (млн. м3). ( Расчетный период - число дней п между двумя соседними датами измерения параметров данной скважины.)

[4]-[9] - Отбор ЖУВ с продукцией за расчетный период:

[4] масса С2прод = 12,50-С2-[1] (тонны),

[5] масса С3прод = 18,33-С3-[1] (тонны),

[6] масса С4прод = 24,16-С4-[1] (тонны),

[7] масса С5+прод = 0,4157-С5+-Мс -[1] (тонны),

[8] суммарная масса С2_4 прод = [4] + [5] + [6] (тонны), [9] суммарная масса С2+прод = [7] + [8] (тонны),

514

где С2, С3, С4, С5+ - средний состав газа продукции за расчетный период, % (молярная доля); Мс - средняя молекулярная масса С5+ за расчетный период, г/моль.

Молекулярная масса рассчитывается из промыслового КГФ по формуле

С5+

О, 02406-дс • (100 - С5+)

с5+

где 0,02406 - объем 1 моль газа при t = 20 °С, м3; qc - КГФ промысловый,

г/м3; С5+ - мольный % С5+ в газе продукции.

[10] [13] - отбор ЖУВ с фоновым газом за расчетный период:

[10] масса С2фон = 12,50-С2-[3] (тонны),

[11] масса С3фон = 18,33-С3-[3] (тонны),

[12] масса С4фон = 24,16-С4-[3] (тонны),

[13] масса C5+dx)H = 0,4157-CL • М'с [3] (тонны),

^ 5+

где С2, С3, С4, С'5+ - состав фонового газа, % (молярная доля); М'с - молекулярная масса С5+ фонового газа, г/моль, равная

0, 02406 • q'c -(100-C5+)

5+ С5+

0,02406 - объем 1 моль газа при t = 20 °С, м3; qc - средний промысловый

КГФ от момента начала эксплуатации скважины до момента прорыва на ней тюменского газа, г/м3.

( Состав фонового газа - это средний состав газа продукции от момента начала эксплуатации скважины до момента прорыва на ней тюменского газа.)

[14] [17] - отбор ЖУВ с тюменским газом за расчетный период:

[14] масса С2тюм = 12,50-С2 -[2] (тонны),

[15] масса С3тюм = 18,33-С3' -[2] (тонны),

[16] масса С4тюм = 24,16-С4-[2] (тонны),

[17] масса С5+тюм = 0,4157-С"+ • М^ ¦ [2] (тонны),

где 5+ - состав закачиваемого тюменского газа, % (молярная

доля); М'г - молекулярная масса С5+ тюменского газа.

5 +

Определение MU . Из известной плотности тюменского газа нахо-

5+

дим молекулярную массу тюменского газа:

^тюм = 0,02406-ртюм; ртюм - плотность тюменского газа, 682,6 г/м3; 0,02406 - объем 1 моль газа при t = 20 °С (м3); Мтюм = 0,02406 (м3/моль) х х 682,6 (г/м3) = 16,42 (г/моль).

Пересчитываем состав тюменского газа на 1 моль:

тс = 0,063 г, отсюда М',1 = 0,063/0,00037 = 170,27 г/моль.

[18]-[23] - отбор ЖУВ ретроградной части: [18] масса С2ретр = [4] - [10] - [14] (тонны), [19] масса С3ретр = [5] - [11] - [15] (тонны), [20] масса С4ретр = [6] - [12] - [16] (тонны), [21] масса С5+ретр = [7] - [13] - [17] (тонны),

515

Cj

Компонен-

Состав, % (молярная

доля)......... 98,018

Моли........ 0,9802

Молекулярная масса, г/моль...... 16,04

Масса, г..... 15,72

С2

30,07

0,259

С3

44,09

0,106

С4

58,12

0,061

5+

N2

со2

Сумма

0,037
0,72
0,023
100,0

0,00037
0,0072
0,0002
1,0

Расчет-
28,01
44,01
16,42

ная

М'А
С5+

™С5+
0,202
0,009
16,42

[22] масса С2-С4ретр = [18] + [19] + [20] (тонны), [23] масса С2+ретр = [21] + [22] (тонны).

[24] - [25] - средний КГФ:

[24] газа продукции за расчетный период

[7]/[1] (г/м3),

[25] приходящийся на долю тюменского газа за расчетный период

[21]/[2] (г/м3).

[26] - [28] - среднесуточная добыча:

[26] ретроградного конденсата за расчетный период [21]/п (т/сут), где п - количество дней в расчетном периоде; [27] промежуточных углеводородов ретроградной части за расчетный период: [22]/п (т/сут); [28] конденсата и промежуточных углеводородов ретроградной части за расчетный период

[26] + [27] (т/сут).

[29] - [34] - общая накопленная добыча:

[29] С5+ (из газа продукции):

ЛГ + 1 N

ЕС5+прод =ЕС5+прод + С5+проДл, + 1 ("ТОННЫ),

о о

где N - порядковый номер расчетного периода; [30] ретроградного конденсата:

ЛГ + 1 N

2/ ^5+ретр =?i ^5+ретр + ^5+ретрд, +1 (.ТОННЫ),

о о

[31] промежуточных углеводородов (из газа продукции):

ЛГ + 1 N

Zi ^2-4прод =Zi 2 0 0

[32] промежуточных углеводородов из ретроградной части:

ЛГ + 1 N

_ 2-4прод ~Zj 2-4прод + (-'2-4продл, +1 (.ТОННЫ),

о о

2с2

Z ^2-4ретр + ^2

__ 2-4ретр Z 2-4ретр 2-4ретр.. .

0 0

[33] С2+ (из газа продукции)

[29] + [31](тонны),

[34] С2+ из ретроградной части

[30] + [32] (тонны).

[35] - [38] - содержание углеводородов:

(тонны),

0,86 0,237 0,105

516

[35] этана в газе продукции

[4]/[1] (г/м3),

[36] пропана в газе продукции

[5]/[1] (г/м3),

[37] бутанов в газе продукции

[6]/[1] (г/м3),

[38] промежуточных углеводородов в газе продукции

[35] + [36] + [37] (г/м3).

[39] - накопленная добыча газа продукции

N + 1 N

У У =У У + У (млн. м3).

^j прод ^j прод продет ^

о о

[40] - [43] - содержание углеводородов:

[40] ретроградного конденсата в накопленном газе продукции

[30]/[39] (г/м3),

[41] промежуточных углеводородов ретроградной части в накопленном газе продукции

[32]/[39] (г/м3),

[42] ретроградного конденсата в газе продукции за расчетный период

[21]/[1] (г/м3),

[43] промежуточных углеводородов ретроградной части в газе продукции за расчетный период

[22]/[1] (г/м3).

ГЕОФИЗИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ

При воздействии на газоконденсатный пласт внешними агентами существенно возрастает роль геофизических методов для контроля за процессами в пласте, и в первую очередь на месторождениях с большим этажом газоносности. К таким месторождениям относится Вуктыльское НГКМ, продуктивная толща которого в сводовых частях достигает 1,5 тыс. м.

Для контроля и управления процессом воздействия необходимо иметь надежную информацию о динамике профилей поглощения в нагнетательных скважинах и профилей дренирования по добывающему фонду. В задачи геофизического контроля входит также контроль за техническим состоянием стволов скважин, обводнением пластов, изменением термобарических условий в призабойных зонах.

Для решения этих задач на Вуктыльском НГКМ при тесном сотрудничестве с А.А. Захаровым, Н.В. Долгушиным, Е.М. Гурленовым и специалистами опытно-методической партии ООО “Вуктылгазгеофизика" в течение последних лет осуществлен целый ряд методических и опытно-конструкторских разработок, позволивших существенно увеличить информативность дистанционных глубинных исследований.

При геофизическом контроле за процессом воздействия на пласт на поздней стадии разработки газоконденсатных месторождений возникает ряд факторов, существенно затрудняющих исследование скважин стандартными методами газодинамического каротажа (ГДК). В частности, даже для наиболее доступных исследованиям интервалов, не перекрытых насосно-компрес-сорными трубами (НКТ), определение профиля притока подчас невозможно из-за недостаточной чувствительности механических расходомеров (РМГ)

517

типа “Метан”, не имеющих до сих пор градуировочных стендов и соответственно градуировочных характеристик в трубах различного диаметра. Мало что дает и дублирующий метод определения интервалов притока флюида по отрицательным аномалиям на термограмме (ТМ) режима отбора: выход выпавшего в пласте конденсата в ствол скважины в виде мелкодисперсной капельной жидкости может полностью исказить указанные аномалии в силу положительного знака коэффициента Джоуля - Томсона для жидкостей. Очевидно также, что в этом случае показания термоанемометра (термокон-дуктивного расходомера РТ) вообще не представительны, так как зависят одновременно от изменений трех параметров температуры, скорости потока флюида и его влажности.

Еще хуже обстоит дело с исследованием продуктивных интервалов, перекрытых НКТ, так как по мере снижения пластового давления и соответственно дебитов скважин становится невозможным использование режима отбора только по затрубью (ЗТ) с целью избежать наложения температурных полей, характерного для отбора по НКТ (нисходящего в ЗТ и восходящего в НКТ). В то же время по мере истощения месторождения доля фонда скважин с продуктивными интервалами, перекрытыми НКТ, увеличивается, так как в процессе капитального ремонта, как правило, опускают НКТ на возможно большую глубину для улучшения условий выноса жидкости с забоя. Наконец, значительная часть фонда скважин на заключительной стадии разработки месторождений имеет продуктивные интервалы, что осложняет результативность стандартного “ГНС-контроля” на основном рабочем режиме отбора.

Для Вуктыльского НГКМ в настоящее время характерна еще одна проблема, связанная с контролем режима закачки сухого газа высокого давления (ГВД) в продуктивный пласт с целью повышения его углеводородоотдачи. При этом приходится контролировать такие параметры, как, например, профиль приемистости (оттока флюида из ствола скважины), используя РМГ типа "Метан” в непредусмотренном при его создании режиме обратного (нисходящего) потока. Особое значение при закачке ГВД приобретает определение интервалов поглощения (Ни), т.е. тех интервалов в продуктивной толще, по которым реально движется в околоскважинном пространстве закачиваемый в данную скважину газ. Очевидно, что достоверное выделение интервалов поглощения и контроль за их изменением во времени является важной составной частью комплекса наблюдений за распространением фронта вытеснения.

Перечисленные основные особенности скважин Вуктыльского НГКМ предопределили комплекс опытно-методических и промыслово-геофизических работ по совершенствованию методических основ “ГНС-контроля”, проведенных в 1990-1997 гг. совместно с коллективом ООО "Вуктылгазгео-физика", специальной опытно-методической партией (СОМП) в его составе, СеверНИПИгазом и Вуктыльским ГПУ в содружестве с трестом “Центргаз-геофизика" и ГАНГ (ныне РГУНГ) им. И.М. Губкина.

При количественной оценке профилей нагнетания и притока газа сталкиваются с серьезной проблемой градуировки скважинных расходомеров. Даже задача градуировки скважинных геофизических приборов для измерения скорости потока сухого газа до сих пор не имеет сколько-нибудь удовлетворительного решения. Это обусловлено тем, что на результаты градуировки существенно влияет кольцевой зазор между прибором со стандартным диаметром 42 мм и стенками обсадных колонн, внутренний диаметр которых

518

может колебаться от 148 до 62 мм, т.е. компрессор градуировочного стенда должен обеспечивать скорость газового потока до 10 м/с в трубе с внутренним диаметром до 148 мм при давлении 20-30 МПа. Очевидно, что мощность такого компрессора будет соизмерима с мощностью компрессоров магистральных газопроводов, поэтому, например, разработчики дебитометров "Метан-1” и “Метан-2” ограничились упрощенной методикой градуировки, когда весь поток проходит через прибор 0 42 мм, а его скорость контролируется поплавковым анемометром при давлении, незначительно превышающем атмосферное. Еще более сложной задачей является имитация газовых потоков с нормированными характеристиками влаго- и конденсатосодержа-ния, так как при этом давление в потоке должно быть близким к реальному давлению в исследуемых скважинах - в противном случае фазовые состояния воды и конденсата будут заведомо отличаться от реальных в действующей скважине, что приведет к недопустимым погрешностям при градуировке.

Оптимальным вариантом градуировки расходомеров для условий Вук-тыльского НГКМ (pтах ? 6 МПа) являлось создание стенда с использованием в качестве источника газа магистрального газопровода, проходящего через Вуктыл. В этом случае снималась проблема отдельного мощного компрессора и предварительной осушки газа, так как тюменский газ в газопроводе имеет давление около 7,0 МПа и осушен до товарной кондиции. Немаловажным фактором является высвобождение обустроенных производственных площадей в подразделениях ВГПУ, обусловленное естественным снижением уровня добычи газа на Вуктыльском НГКМ, и наличие технологических установок, которые могут быть использованы для создания газовых потоков с нормированными характеристиками, например стенда для испытания струйных аппаратов, имеющего смеситель газа и жидкости.

Для испытания геофизических приборов была разработана и реализована конструкция стенда, показанная на рис. 6.12, имитирующая реальные обсадные и насосно-компрессорные трубы.

На стенде также можно имитировать газоводоконденсатный поток различных скоростей и концентраций. Стенд смонтирован на УКПГ-4 Вуктыль-ского ГПУ.

Рис. 6.12. Принципиальная схема стенда для испытания геофизических приборов на УКПГ-4 Вук-

тыльского НГКМ:

/ - подача газожидкостной смеси со стенда испытания струйных аппаратов; 2 - дополнительные линии диаметром 57 мм; 3 - имитатор обсадной колонны; 4 - площадка обслуживания сбросных предохранительных клапанов II ступени

519

По существующей схеме газожидкостная смесь подается на имитатор обсадной колонны (см. рис. 6.12, 3), внутри которого помещается геофизический прибор, регистрирующий параметры газожидкостной среды. Далее газожидкостная смесь поступает в замерную линию, существующую на УКПГ-4, где регистрация параметров производится при помощи стандартных методов (регистрация давления, температуры, расхода газа и жидкости).

Стенд для испытания геофизических приборов, как видно из рис. 6.12, состоит из имитатора обсадной колонны и линий подвода и отвода газожидкостной смеси с точками регистрации температуры и давления потока. Сам имитатор обсадной колонны (рис. 6.13) состоит из двух тройников для подключения подводящей и отводящей линий, а также набора сменных труб с внутренним диаметром от 62 до 148,3 мм при наружном диаметре от 73 до 168,3 мм.

Набор труб данных диаметров позволяет проводить эксперименты для реально существующих лифтов.

Градуируемый прибор 0 42 мм и длиной не более 3 м располагается в имитаторе обсадной колонны (см. рис. 6.13) - сменной наклонной трубе с углом 10" по отношению к вертикали на стандартном геофизическом кабеле (0 6,3 мм), уплотненном в верхней части трубы неподвижным сальником. Направление потока газа - снизу вверх, прямолинейный участок от нижнего конца сменной трубы до нижнего торца прибора не менее 1,5 м. Между нижним фланцем и нижним коленом располагаются термокарман и манометр для регистрации температуры и давления.

Смеситель используемого стенда для испытания струйных аппаратов обеспечивает ввод воды и жидкого конденсата в поток товарного (тюменского) газа, находящегося под давлением около 7,0 МПа, с целью создания стабильного (в течение не менее 10-15 мин) потока газожидкостной смеси с концентрацией:

воды в виде пара или мелкодисперсной капельной жидкости, 1-100 г/м3;

жидкого конденсата в виде мелкодисперсной капельной жидкости, 0-50 г/м3.

В разработанном стенде предусмотрен контроль расхода сухого газа и контроль параметров газовой смеси двух ступеней:

количественная оценка заданной концентрации газовой смеси на выходе смесителя;

измерение фактической концентрации газовой смеси на сепараторе.

В качестве примера контрольной градуировки на смонтированном стенде УКПГ-4 приведем градуировку канала расходомера (РМГ) скважинного прибора АГДК-42-8ЛМ № 30. Результаты градуировки в имитаторе колонны с пакером расходомера представлены в табл. 6.8, в НКТ с внутренним диаметром 76 мм - в табл. 6.9.

График зависимостей частоты вращения турбинки от скорости потока газа представлен на рис. 6.14. Как видно из указанного рисунка, зависимость частоты вращения (f) от скорости потока (v) для собственно турбинки (левая кривая) значительно круче, чем та же зависимость для случая, когда поток газа проходит не только через турбинку, но и через кольцевой зазор (диаметром от 76 до 42 мм).

В сопоставимом интервале 2-3 м/с крутизна указанных кривых составляет соответственно Sl = 27 Гц-с/м и S2 = 12,5 Гц-с/м, откуда коэффициенты турбинки (К = \/S) будут равны: Kt = 0,37 м/сТц и К2 =

520

Рис. 6.13. Имитатор обсадной колонны

Рис. 6.14. Характеристика канала расходомера АГДК-42-8ЛМ № 30 (стенд УКПГ-4, сухой газ, р = 5+6 МПа, Т = 2+4 °С):

/ - прибор запакеdован; 2 - прибор в трубе (BH = 76 мм)

Номер замера

ТАБЛИЦА 6.8

Результаты градуировки АГДК-42-8ЛМ № 30 (турбинка низкодебитная) имитаторе обсадной колонны с пакером расходомера (стенд УКПГ-4) 15.12.95

Канал Канал

тер- мано-

мо- метра

метра (БМ),

(ТМ), мкс

мкс

Канал термоанемометра (ТК), мкс

Камера расходомера (РМГ)

Входное давление,

мкс Гц МПа

Входная температура, К

Дав- Тем-

Пока- ление пера-

зания сепа- тура

ДСС, ра- сепа-

% ции, ра-

МПа ции,

К

Расход газа,

т. м3/ сут

Скорость потока в диаметре 38 мм*, м/с

92,5
145
92,4

92,5
143,9
92,5

92,5
143,6
92,5

92,5
143,5
92,5

92,5
143,5
92,6

92,5
143,5
92,5

92,5
143,5
92,4

336 38,1 6,45

474,5 62,3 6,44

524 71,0 6,44

400.4 49,5 6,44 192 13,2 6,44

246.5 22,7 6,44 275 27,6 6,44

274 273

273

273

273

273

274

2,0 4,0

6,0

3,0

0,8

1,0

1,2

1,06
262
13,5

1,07
254
19,5

1,07
250
24,07

1,07
249
17,06

1,06
249,5
8,56

1,06
250
9,78

1,06
251
10,69

1,76 2,53

3,11

2,21

1,12

1,25

1,38

•Диаметр 38 мм - проходной диаметр расходомера в месте расположения турбинки.

521

ТАБЛИЦА 6.9

Результаты градуировки АГДК-42-8ЛМ № 30 (турбинка низкодебитная) в трубе с внутренним диаметром dш = 76 мм (стенд УКПГ-4) 14.12.95

Канал
Камера

Вход-

Дав-
Тем-

Ско-

Но-
Канал
Канал
тер-
ра (РМГ)
Вход-
ная
Пока-
ление
пера-
Рас-
рость

мер заме-
термо-
манометра
мо-ане-
ное давле-
темпера-
зания
ДСС,
сепара-
тура сепа-
ход газа,
потока в

ра
метра
(БМ),
мо-


ние,
тура,
%
ции,
ра-
т. м3/
диа-

(ТМ),
МКС
метра
МКС
Гц
МПа
К

МПа
ции,
сут
метре

МКС

(ТК),
МКС






К

38 мм*,
м/с

1
93,2
143,5
93,2
164
8,3
6,22
274
9,5
1,09
267
29,54
0,99

2
92,9
140,0
92,9
238
21,3
6,06
273
25
1,19
266
48,69
1,68

3
92,7
141,4
92,7
278
28,2
6,26
273
45
1,19
265
65,45
2,18

4
92,6
141,3
92,5
342
39,3
6,10
273
80
1,14
262
88,6
3,04

5
92,5
139,4
92,6
415
52,0
5,83
273
31
1,17
248
113,4
4,09

6
92,6
136,2 ры 1-4
92,6 прово
510
68,6
5,47 273 43 1,21 248 с пределом 0,25 кгс/см2; 5 и 6
135,4 5,14 - с пределом

* Заме
дились ДСС

1,0 кг
с/см2.

= 0,08 м/сТц. Как видим, последняя величина К2 близка к среднему значению коэффициента низкодебитной турбинки расходомеров "Метан" (К = = 0,075), известному из литературы [17]. Таким образом, градуировка на стенде УКПГ-4 позволила впервые получить градуировочные зависимости канала расходомера из семейства характеристик, параметром которых является внутренний диаметр колонны, что позволило значительно точнее определить интервалы притока и нагнетания в скважинах Вуктыльского НКГМ.

Необходимость использования геофизических методов при разработке месторождения с воздействием на пласт с целью увеличения компо-нентоотдачи диктуется прежде всего следующими основными соображениями.

При закачке внешнего агента в нагнетательные скважины необходимо убедиться, что закачиваемый агент (для Вуктыльского НГКМ - сухой тюменский газ) действительно поступает в определенные продуктивные интервалы пласта, а не перетекает по заколонному пространству в другие горизонты, например из-за некачественного цементирования. Заметим, что аналогичная проблема возникает и при определении интервалов дренирования: газоконденсатная смесь может поступать в ствол скважины вначале по заколонному пространству и далее в колонну в районе интервалов перфорации или фильтра.

При контроле за пластовыми процессами при различных вариантах разработки месторождения важно иметь информацию о расположении и изменении во времени интервалов дренирования и поглощения. Проблема заключается в том, что на поздней стадии разработки месторождений выделение этих интервалов традиционными методами практически невозможно из-за неустойчивых режимов работы скважин и наличия зон газожидкостного барботажа.

Для решения проблемы была разработана специальная методика определения интервалов дренирования и поглощения, основанная на сопоставле-

522

нии текущей геотермы, записанной в ближайшей наблюдательной скважине, с термограммой остановленной исследуемой скважины.

Рассмотрим выделение интервала дренирования для наиболее сложного случая малых депрессий и большого этажа газоносности, содержащего несколько интервалов притока.

На рис. 6.15 схематически показано распределение температуры в стволе скважины Тс и окружающих породах Гп на стационарном режиме отбора газа и температуры и в остановленной скважине Тост. Кроме трех интервалов притока h2-h4, совпадающих с интервалами дренирования, на этом рисунке показан интервал дренирования Н{, частью которого является интервал притока h{, причем температура Гп в интервале дренирования также близка к условной геотермической (Гусл = Г - А?ном). После закрытия скважины температура в стволе постепенно выравнивается с температурой окружающих пород, однако сама эта температура Гп может существенно видоизменяться, стремясь к геотермической, за счет следующих факторов:

вне интервала дренирования и притока - за счет кондуктивного теплообмена с окружающими породами;

в интервале дренирования и притока - за счет кондуктивного теплообмена с кровлей и подошвой, а также за счет конвективного переноса тепла потоком флюида (из-за утечек в сальнике лубрикатора) с температурой Т = = Тпл > Т.

В результате температура в остановленной скважине Тост отличается как от Тс, так от Гп, имевших место на предшествовавшем стационарном режиме отбора. При этом температура вне интервалов притока и дренирования (точки А, С, Е, G на термограмме Гост) стремится к точкам А', С, Е', С на геотермограмме Г, а температура в интервалах притока и дренирования (точки В, D, F, J на Гост) стремится вначале к точкам В', D', F', /' на условной геотермограмме Гусл, смещенной на ~МЯ0М от Г, а по прошествии определенного времени - к геотермической температуре на данной глубине.

Взаимное расположение реальных диаграмм Г, Тс и Тост зависит от целого ряда факторов: погрешности разновременных замеров температуры, погрешности определения текущей геотермограммы исследуемой скважины, времени выдержки на режиме закрытой скважины, величины утечки через сальник лубрикатора и т.п. Однако нетрудно показать (рис. 6.16), что изменение положения термограммы остановленной скважины Тост относительно ее текущей геотермограммы Г не приводит к сколько-нибудь значительным погрешностям в определении интервалов дренирования.

Предположим, что в силу каких-то причин геотермограмма Г определена со значительной погрешностью и ее расположение дано на рис. 6.16 линией Г'. Очевидно, что в этом случае ATmin и АГтах существенно изменятся (AT'min и АГ'тах), однако толщина выявленного по термометрии отдающего пласта и его расположение в разрезе скважины изменяются весьма незначительно. Очевидно, что тот же результат получим и в случае ломаной термограммы Г, а также при смещении не геотермы Г, а самой термограммы.

Таким образом, можно утверждать, что для целей определения интервалов поглощения и дренирования правомерно корректировать положение и форму термограммы остановленной скважины относительно заданной фиксированной геотермограммы при обязательном условии сохранения экстремумов на преобразуемой термограмме. Более того, диаграмма Тост может

523

Рис. 6.15. Распределение температуры в скважине (Тс) и окружающих породах (Ти) на режиме отбора и температуры в остановленной скважине (Тост)

Рис. 6.16. Выделение дренируемых интервалов по термограмме остановленной скважины

видоизменяться (корректироваться), но только при сохранении ее экстремумов (“рельефа").

Например, для случая, показанного на рис. 6.15, оптимальной корректировкой будет, очевидно, совмещение точек В, D, F, J с точками В', D', F', /', а точек А, С, Е, G - с точками А', С, Е', С, т.е. воспроизведение гипотетической ситуации, когда охлажденные за счет дроссель-эффекта интервалы дренирования восстанавливают свою геотермическую температуру несоизмеримо медленнее, чем интервалы вне интервала дренирования.

Заметим, что в общем случае значение отрицательной температурной аномалии (-АО в окружающих скважину породах в интервале дренирования может изменяться от -Мкож (сухой газ) до нулевых или даже положитель-

525

ных значений (при сильно обводненных пластах). Однако очевидно, что без заметного увеличения погрешности АНар при корректировке Т0С1 для скважин Вуктыльского НГКМ можно использовать единое номинальное значение -At для всех дренируемых пластов:

-AtS0M= ^ ном -Ар,

гДе У ном ~~ номинальное значение коэффициента Джоуля - Томсона (для ВНГКМ У ном ~ 4,0 °С/МПа); Ар = рст-ртв- депрессия, принимаемая равной для всех Ндр данной скважины.

Проиллюстрируем методику корректировки термограммы остановленной скважины по AtB0M на примере добывающей скв. 158 ВНГКМ (опытный участок УКПГ-8). Как видно из обзорного планшета на рис. 6.17, режим отбора по ЗТ явно не является стационарным, о чем свидетельствуют зоны отрицательного градиента на барограмме 5 и характер влагограммы 7. Вследствие этого не являются представительными ни расходограмма /, ни термограмма 2, а единственным источником информации (хотя бы - об интервале дренирования) является термограмма остановленной скважины 3, снятая спустя 4 сут после ее остановки.

На рис. 6.18 представлен вспомогательный планшет по скв. 158, на который выведены термограммы 3 и текущая геотермограмма /, представляю-

Рис. 6.17. Результаты промыслово-геофизических исследований

/ - РМГ-190495зт-р; 2- ТМ-190495 зт-р; 3~ ТМг240495ст; 4 - БМг240495ст; 5-

526

щая собой геотермограмму ближайшей неперфорированной наблюдательной скв. 254, приведенную к разрезу исследуемой скв. 158.

Рассмотрение планшета (см. рис. 6.18) показывает, что отрицательные экстремумы на термограмме 3: h2 = 2795,7 м; t2 = 51,65 °С и h3 = 2911,1 м; t3 = 54,86 °С - информативны, так как являются следствием охлаждения за счет дроссель-эффекта на предшествовавшем режиме отбора, ибо не имеют аналогов на тех же глубинах на термограмме /. В то же время экстремум h6 = 3050 м; t = 57,76 °С - неинформативен, так как является аналогом экстремума на геотермограмме, обусловленного квазиадиабатическим падением температуры за счет отбора флюида из серпуховских отложений. Что же касается аномалии в виде скачка температуры 56,35-56,48 °С в интервале 2937,7-2938,5 м, то она также неинформативна, так как связана с уровнем воды на режиме остановленной скважины (см. рис. 6.17).

Корректировку термограммы 3 с остановленной скважины целесообразно провести в два этапа.

1-й этап - устранение неинформативной аномалии в интервале 2937,7-2938,5 м. Для этого в левой части рис. 6.18 рассчитывается и строится вспомогательная диаграмма 4, в данном случае имеющая нулевую абсциссу в интервале 2760-2937,7 м, абсциссу - 0,13 °С на глубине 2938,5 м и нулевую абсциссу на глубине 3093 м. Очевидно, что в результате алгебраического сложения абсцисс диаграмм 3 и 4 получим нулевую диаграмму 2, на которой не будет аномалии в интервале 2937,7-2938,5 м. Напомним, что после

скв. 158 Вуктыльского НГКМ (18 - 26.04.95, Q = 98 тыс. м3/сут): БМ-190495зт-р; 6 - ВГД-240495ст; 7 - ВГД-190495 зт-р; 8-14 - Ш1 - Ш7-180495зт

527

графического построения диаграммы 4 на рис. 6.18 аналогичная диаграмма строится в системе “ГЕККОН" в опции “Построение диаграмм по точкам”, а затем складывается с диаграммой 3 в системе “ГЕОФИЗ" в опции “Калькулятор”.

2-й этап - корректировка положения термограммы 3 относительно гео-термограммы /. Для этого необходимо по барограммам планшета рис. 6.17 определить депрессию Ар и затем —At = —2-Ар. В данном случае барограмма 5 выше уровня воды непредставительна, поэтому депрессию придется определить по разности давлений под уровнем воды, которая в среднем составила Ар = 1,0 МПа (значение занижено из-за разных уровней воды в динамике и статике, однако для целей корректировки этим можно пренебречь).

Таким образом, в результате корректировки оба информативных экстремума должны отстоять от геотермы на Л?ном = -4,0-1,0 = -4 °С, а температура на отметках 2760 и 3093 м - совпадать с геотермической. Очевидно, что для выполнения подобной корректировки вспомогательная диаграмма 5 должна иметь абсциссы (опорные точки):

при hx = 2760 м -» +2,62 °С,

h2 = 2795,7 м -» -0,74 °С,

h3 = 2911,1 м -» -1,4 °С,

h7 = 3093 м -» +1,23 °С.

Сложение вспомогательной термограммы 5 с термограммой 2 даст искомую термограмму, скорректированную по -Д?ном относительно геотермограм-мы (ей присвоено стандартное имя ТМ0495ст4с-кор, означающее термограмму, снятую 04.95 г. на режиме статики, спустя 4 сут после ее остановки -см. рис. 6.18).

Далее, используя стандартную методику, находим точки пересечения термограммы 2 с кривой, конгруентной геотермограмме /, но отстоящей от нее на —1/2А? = —2"С (на рис. 6.18 показаны только отрезки этой кривой), являющиеся кровлей и подошвой интервала дренирования Н№ (2782-2969 м).

Таким образом, даже для скважин, работающих на нестационарном режиме отбора, удается определить один из основных параметров - интервал дренирования. В частности, из планшета на рис. 6.18 следует, что в разрезе скв. 158 ВНГКМ дренируется подошва московских и большая часть башкирских отложений.

В качестве второго примера на рис. 6.19 представлен планшет по скв. 133, на котором показаны термограммы остановленной скважины по исследованиям 1992-1997 гг. Как видно из этого рисунка, термограммы занимают весьма различное положение относительно геотермограммы 4, однако после корректировки по -AtS0M на отметках глубин 2808,6 и 2880,2 м по ним удается выделить интервалы дренирования, разброс которых по толщине не превосходит 8 %. Заметим, что в данном случае указанные отметки глубины для корректировки выбраны по совпадению верхнего и нижнего экстремумов на диаграмме 3 с интервалами притока 2807-2825 и 2880-2892 м, причем из планшета рис. 6.19 видно, что по скв. 133 стабильно дренируются московские отложения и кровля башкирских.

Выделение интервалов поглощения в нагнетательных скважинах с использованием описанной методики получается более однозначным, чем интервалов дренирования, поскольку вне интервалов нагнетания на термограмме остановленной скважины нет составляющих, обусловленных нагнетаемым

528

Рис. 6.18. Результаты корректировки термограммы по скв. 158 Вуктыльского НГКМ:

/ - ТЕРГ-94-25 158р; 2 - ТМО-495ст4-кор; 3 - ТМ-240495ст; 4 - ТМ-495всп2, 5 - ТМ-

495всп2

Рис. 6.19. Результаты корректировки термограммы по скв. 133 Вуктьгльского НГКМ за 1992-

1997 гг. отаосительио геотермограммы по величине t,„:

1 - ТЕРГ-94-254-133-р; 2 - ТМО-392ст1с-кор; 3 - ТМ-220932ст; 4 - ТЕРГ-94-264-133-р; 5 - ТМО-

594ст1с-кор; 6 - ТМ-270584ст-т; 7 - ТМ-181196ст-р; 8 - ТЕРГ-34-254-133-р; 9 - ТМ-1196стЗс-

кор2; 10 - ТЕРГ-694-254-133-р; / / - ТМ-231037ст-р; 12 - ТМ-1097ст-корЗс

потоком. В то же время вне интервалов притока в добывающих скважинах обязательно присутствует составляющая, обусловленная дроссель-эффектом в интервалах притока.

Разработанная методика выделения интервалов прошла многократную проверку в ходе опытных работ и широко используется как для контроля за разработкой Вуктыльского НГКМ, так и при специальных исследованиях нагнетательных и добывающих скважин в ходе воздействия на пласт сухим газом.

6.2.4

РЕЗУЛЬТАТЫ РЕАЛИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИИ НА ПОЛИГОНЕ В РАЙОНЕ УКПГ-8 ВУКТЫЛЬСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В соответствии с Регламентом при реализации проекта осуществляются регулярные измерения объемов нагнетаемого и добываемого газов и определяются компонентные составы нагнетаемого сухого газа и продукции эксплуатационных скважин. Регламент корректируется ежегодно с учетом результатов опытных и научно-исследовательских работ предыдущих лет. Промысловые исследования проводятся специалистами института “СеверНИПИгаз". Кроме того, институтом осуществляется первичная обработка результатов исследований.

ДИНАМИКА СОСТАВА ПРОДУКЦИИ

Измерение компонентных составов продукции скважин опытного участка ведется методом газовой хроматографии. Достаточно высокая точность определения компонентного состава газоконденсатной смеси по данным хро-матографических анализов обеспечила применение разработанных методов оценки доли тюменского газа в продукции эксплуатационных скважин и контроля над охватом пласта нагнетаемым агентом (см. раздел 6.2.3).

Применяемые методы позволяют выполнять исследования динамики содержания в продукции скважин алкановых углеводородов от метана, промежуточных компонентов до пентана и вышекипящих, а также С02 и азота. Принимая во внимание невысокое содержание диоксида углерода как в нагнетаемом сухом газе, так и в пластовой газовой фазе (значения порядка сотых долей процента), было принято решение не анализировать изменения его содержания при закачке газа.

На рис. 6.20-6.27 представлены в качестве примеров результаты определения компонентного состава продукции двух эксплуатационных скважин опытного участка (скв. 129 и 133), начиная с октября 1993 г. Прорывы закачиваемого тюменского газа на этих скважинах произошли соответственно 12.11.93 и 20.03.95. На скв. 129, показавшей прорыв тюменского газа практически в самом начале процесса закачки газа, к середине 1998 г. доля тюменского газа в продукции достигла 88 %. Из анализа рис. 6.22 видно, что процессы развития прорыва к этой скважине к настоящему времени стабилизировались примерно с декабря 1994 г. Доля тюменского газа в продукции скв. 133 (см. рис. 6.26) к началу 1998 г. превысила 40 % при весьма значительных колебаниях анализируемой величины за предшествующий год, связанных с колебаниями состава добываемого газа. Дальнейшие наблюдения позволили скор-

530

Рис. 6.20. Динамика содержания метана (/), соотношений (1/C5+ (2) и C1/N2 (3) в добываемом

газе скв. 129

Рис. 6.21. Динамика содержания промежуточных углеводородов в добываемом газе скв. 129:

/ - этан; 2 - пропан; 3 - н-бутан; 4 - шо-бутан

ректировать характер поведения данной зависимости. Отметим, что к этой скважине тюменский газ на опытном участке прорвался в предпоследнюю очередь (позднее только к скв. 7).

531

Рис. 6.22. Динамика доли тюменского газа (/), содержания азота (2) и С5+ (3) в продукции

скв. 129

Рис. 6.23. Динамика соотношений компонентов в продукции скв. 129:

/ - Cj/C4; 2 - (Cj- М-С4)/(С2- ЛБУ-С4); 3 - Cj/C3; 4 - Cj/C2

Масштаб графического представления параметров регулярно обновляемой компьютерной базы данных о ходе процесса закачки в пласт тюменского газа задавался в соответствии с реальной промысловой точностью определения содержания компонента в составе отбираемой из пласта смеси. Целью этого было сглаживание естественных колебаний определяемых величин.

532

Рис. 6.24. Динамика содержания метана (/), соотношений (1/C5+ (2) и C1/N2 (3) в добываемом

газе скв. 133

Рис. 6.25. Динамика содержания промежуточных углеводородов в добываемом газе скв. 133:

/ - этан; 2 - пропан; 3 - н-бутан; 4 - шо-бутан

Оценка погрешностей применяемых методов на основе моделирования процесса прорыва нагнетаемого газа, а также погрешностей промысловых данных, используемых при расчете отбора ретроградных жидких углеводородов, анализировалась ВНИИГАЗом в 1997 г.

Экспериментальные и аналитические исследования ВНИИГАЗа, выполненные в предыдущие годы, определили возможность прогнозирования тем-

533

Рис. 6.26. Динамика доли тюменского газа, содержания С5+ и азота в продукции скв. 133:

/ - доля тюменского газа; 2 - азот; 3 - С5+

Рис. 6.27. Динамика соотношений компонентов в продукции скв. 133:

/ - Cj/C4; 2 - Cj/C3; 3 - (Cj- М-С4)/(С2-ЛБУ-С4); 4 - Cj/C2

пов изменения молярных концентраций компонентов смеси, поступающей из эксплуатационных скважин, к которым прорвался тюменский газ. К началу 1997 г. прорыв закачиваемого агента был получен на всех десяти эксплуатационных скважинах опытного участка. Наиболее поздний прорыв отмечен на скв. 7 (в конце 1996 г.).

534

Вследствие того, что метан и азот характеризуются значительными константами фазовых равновесий в термобарических условиях пласта (»1), после подхода фронта тюменского газа к эксплуатационной скважине содержание метана и азота в продукции определяется их содержанием в тюменском газе и долей в ней тюменского газа. Компоненты фракции С2+ характеризуются существенно меньшими, чем у метана и азота, константами фазовых равновесий. Поэтому после прорыва тюменского газа за его фронтом остается резерв компонентов С2_4 и С5+ в виде раствора в ретроградном конденсате. Растворенные компоненты в процессе дальнейшей закачки газа активно вовлекаются в испарение и извлекаются из пласта в составе газовой фазы. В первую очередь извлекается самый легкий компонент фракции - этан. Это хорошо видно из анализа динамики состава продукции скважин, к которым прорвался тюменский газ, в особенности скв. 129, показавшей снижение содержания этана от 10,3 % (молярная доля) в момент прорыва до 2,1 % в сентябре 1997 года (см. рис. 6.21). Для дальнейшего периода характерно постепенное понижение молярной концентрации в смеси пропана и остальных компонентов газоконденсатной смеси в порядке возрастания их молекулярных масс.

Как видно из рис. 6.21, продолжительное время после прорыва тюменского газа содержание указанных компонентов монотонно снижается, оставаясь на промышленном уровне. Это прослеживается и на зависимостях содержания С5+ в продукции эксплуатационных скважин (см. рис. 6.22-6.26).

Регламент на закачку сухого газа в пласт на опытном участке в районе УКПГ-8 Вуктыльского НГКМ наряду с контролем широкого ряда параметров предусматривает определение следующих компонентных соотношений в продукции добывающих скважин:

Cj Cj Cj Cj С2 . С2 . С3 . ЛБУ-С4 . Cj • М-С4 N2 ' С2 ' С4 ' С5+ ' С3 ' С4 ' С4 ' М-С4 ' С2 • ЛБУ-С4

Определение указанных соотношений проводится с целью контроля их динамики в процессе закачки сухого газа, поскольку изменение этих величин характеризует наличие в добываемой смеси нагнетаемого агента. Ранее уже отмечалось, что чувствительность некоторых соотношений индивидуальных компонентов к изменениям компонентного состава газоконденсатной смеси существенно выше, чем чувствительность собственно значений молярных концентраций индивидуальных компонентов. Например, после прорыва тюменского газа содержание метана повышается, а молярная концентрация в продукции азота, наоборот, уменьшается, чем обеспечивается более резкое возрастание компонентного соотношения Cl/N2 по сравнению с увеличением и уменьшением концентраций метана и азота соответственно (см. рис. 6.20 и 6.24).

Основные результаты определения компонентных соотношений в продукции двух скважин опытного участка от начала опытно-промышленного эксперимента в сентябре 1993 г. до конца 1997 г. приводятся на рис. 6.20, 6.23, 6.24, 6.27. Такие исследования регулярно проводятся для всех эксплуатационных скважин опытного участка. Графические зависимости свидетельствуют о том, что по состоянию на октябрь 1997 г. компонентные соотношения в продукции скв. 129 и 133 в разной степени обнаружили тенденцию к отклонению от значений, близких к фоновым, что объясняется, естествен-

535

но, прорывом к этим скважинам закачиваемого магистрального тюменского газа.

Скважина 7 стабильно сохраняет близкие к фоновым значения компонентных соотношений, что свидетельствует об отсутствии в продукции этой скважины закачиваемого газа. Все остальные добывающие скважины участка в той или иной степени характеризуются наличием в составе продукции прорвавшегося тюменского газа.

Проводимый анализ динамики фактических значений компонентных соотношений в продукции добывающих скважин показывает, что в условиях натурного пласта, содержащего газоконденсатную смесь, изменения этих параметров определяются объемами сухого газа, прокачанного через пористую среду. Использование относительно большого количества контрольных параметров, таких как молярные концентрации индивидуальных компонентов и их соотношения, вполне оправданно.

Применяемый комплекс параметров обеспечивает надежный авторский надзор за реализацией проекта "Конденсат-2”.

ОЦЕНКА ОБЪЕМОВ ДОБЫЧИ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ СКВАЖИН

ОПЫТНОГО УЧАСТКА

Контроль состава продукции, добываемой на опытном участке, дает возможность оценивать объемы добычи жидких углеводородов из скважин опытного участка, включая ретроградную часть.

Результаты расчетов накопленной и среднесуточной добычи фракций С2+ и С5+ по отдельным скважинам, проведенных в соответствии с уточненным регламентом на закачку газа, приводятся в табл. 6.10 и на рис. 6.28-6.30. Рис. 6.31, а показывает распределение дебитов по скважинам опытного участка на 01.04.96 перед остановкой для проведения капитального ремонта скв. 131 и расположенной вблизи скв. 150. Рис. 6.31, б отражает дебиты добывающих скважин участка на 01.07.97. Если общая накопленная добыча жидких углеводородов С2+ по скважинам в общем пропорциональна дебитам

ТАБЛИЦА 6.10

Добыча жидких углеводородов на опытном участке в районе УКПГ-8 Вуктыльского ГКМ в период с 17.09.93 по 01.01.98, тыс. т

Номер скважины
с2-с4
С5+
С2+

всего
ретроградная часть
всего
ретроградная часть
всего
ретроградная часть

7
74,05
0
14,21
0
88,26
0

100
92,66
12,51
17,65
3,80
110,32
16,31

127
40,96
6,64
9,55
2,91
50,51
9,54

129
51,16
12,49
14,65
7,69
65,81
20,19

130
27,66
4,83
7,49
3,22
35,14
8,05

131
4,57
1,07
1,76
1,12
6,33
2,19

133
101,64
5,52
18,96
2,12
120,60
7,64

150
24,71
2,70
5,33
0,98
30,03
3,68

151
12,45
2,30
3,40
1,41
15,85
3,71

158
33,25
3,80
6,28
1,07
39,53
4,87

Сумма
463,11
51,86
99,27
24,32
562,38
76,18

536

Рис. 6.28. Среднесуточная добыча ретроградных углеводородов:

а - скв. 100; 6 - скв. 127; в - скв. 129; / - С2+; 2 - С2_4; 3 - С5+

Рис. 6.29. Среднесуточная добыча ретроградных углеводородов:

а - на скв. 130; 6 - на скв. 131; в - на скв. 133; / - С2+; 2 - С2_4; 3 - С5+

;

Рис. 6.30. Среднесуточная добыча ретроградных углеводородов:

а - на скв. 150; 6 - на скв. 151; в - на скв. 158; / - С2+; 2 - С2_4; 3 - С5+

Рис. 6.31. Распределение дебитов по скважинам опытного участка в районе УКПГ-8:

а - на 01.04.96; 6 - на 01.07.97

(рис. 6.32), то накопленная добыча жидких углеводородов из ретроградного конденсата (ее распределение дано на рис. 6.33) зависит одновременно как от времени работы скважины после прорыва тюменского газа, так и от ее

дебита.

Скв.7 100 127 129 130 131 133 150 151 158

Рис. 6.32. Распределение накопленной добьии углеводородов С2+ по скважинам на 01.11.98

25

541

АНАЛИЗ СУММАРНЫХ ОБЪЕМОВ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ И СРЕДНЕВЗВЕШЕННЫХ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА ЗАКАЧКИ ГАЗА

Большой практический интерес представляют обобщающие данные по опытному участку, включающие результаты контроля над составом как нагнетаемого газа, так и добываемой продукции.

На рис. 6.34 представлены данные по динамике содержания азота в нагнетаемом газе (по октябрь 1997 года). Этот параметр играет важную роль при определении момента прорыва тюменского газа к добывающей скважине и оценке доли последнего в составе продукции. Отмечаются естественные колебания концентрации, связанные с изменениями состава магистрального газа и погрешностями хроматографических анализов, не превышающими = 0,1 %. Среднее значение содержания азота, рассчитанное за весь период с начала опытно-промышленного эксперимента, составляет 0,77 %.

Рис. 6.35 иллюстрирует динамику объемов закачанного и отобранного

Рис. 6.34. Концентрация азота в нагнетаемом газе (среднее значение 0,77)

Рис. 6.35. Объемы добытого и закачанного газа. Опытный участок в районе УКПГ-8:

накопленная добыча; 2 - объем закачанного газа; 3 - доля тюменского газа; 4 - добыча тюменского газа

542

газа, в том числе обратно извлеченного тюменского газа. На 1 января 1998 года в пласт закачано 1711,68 млн. м3. При этом суммарный отбор газа на опытном участке составил 2377 млн. м3, включая 829,5 млн. м3 (или 48,46 % от объема закачки) обратно извлеченного тюменского газа. Средняя по опытному участку доля в продукции прорвавшегося тюменского газа (рассчитанная как отношение объема добытого “тюменского" газа к общему накопленному объему добычи) к этому времени составила =34,9 %.

Представляет интерес графическая интерпретация таких показателей, как объемы закачиваемого и добываемого за месяц тюменского газа (рис. 6.36). Видно, что каждый месяц в нагнетательные скважины закачивается около 37 млн. м3 тюменского газа и примерно 25 млн. м3 отбирается из добывающих скважин.

На рис. 6.37 представлена диаграмма добычи ретроградных углеводородов. Нижняя часть каждого столбца отражает объем извлеченных С5+, верхняя - С2-С4, а столбец в сумме показывает величину добычи С2+. Аналогично организованная диаграмма на рис. 6.38 характеризует накопленную добычу этана и высших углеводородов, включая ретроградную часть.

Представляют интерес также данные по динамике молекулярной массы добываемых жидких углеводородов и средневзвешенному по объему добычи составу продукции опытного участка (рис. 6.39, 6.40). Так, если доля легких углеводородов - этана, пропана, в меньшей степени бутанов постепенно сокращается, оставаясь тем не менее на промышленном уровне, то доля стабильного конденсата уже на протяжении более чем пяти лет процесса закачки практически не изменяется.

На рис. 6.41 представлены накопленные и ежеквартальные значения средневзвешенного по объему добычи конденсатогазового фактора продукции опытного участка. Накопленная величина КГФ вычислялась как отношение накопленной на определенную дату добычи стабильного конденсата к накопленному объему добычи газа (пластового и прорвавшегося тюменского). Ежеквартальное значение КГФ вычислялось методом отношения массы добытых за квартал углеводородов С5+ к объему квартальной же добычи газа на опытном участке. С начала процесса закачки тюменского газа наблюдается монотонное снижение накопленной величины КГФ от 47 до 42г/м3 к настоящему времени. Немонотонный характер кривой ежеквартальных КГФ объясняется неравномерной работой отдельных скважин. В частности, увеличение ежеквартальной величины КГФ по состоянию на июль 1996 г. связано с простоем скв. 131 и 150 с апреля 1996 г. На рис. 6.42 и 6.43 представлена динамика текущих и накопленных затрат закачиваемого тюменского газа на добычу ретроградных углеводородов. Эти показатели представляют собой отношения объемов закачанного газа к массе добытых С2+ и С5+. При расчете текущих показателей принимаются во внимание объемы газа, закачанные за каждый квартал, и количество добытых в соответствующий период ретроградных компонентов. Накопленные затраты определяются отношениями суммарного объема закачанного к определенной дате сухого газа и общего количества добытых за время опытно-промышленного эксперимента жидких углеводородов. Если в самом начале прорыва тюменского газа к скважинам опытного участка текущие и накопленные затраты на добычу 1 т ретроградных С2+ представляли около 100 тыс. м3/т, то к настоящему времени с увеличением доли тюменского газа в продукции скважин они составляют соответственно 20,5 и 22,5 тыс. м3/т. Текущие и накопленные затраты газа на извлечение 1 т С5+ в начале процесса достигали около 440 тыс. м3/т, а к

543

Рис. 6.36. Объемы закачиваемого и добываемого за месяц тюменского газа. Опытный участок в районе УКПГ-8:

1 - закачка т женского газа; 2 - доб ча т женского газа

Рис. 6.37. Добыча углеводородов ретроградной части. Опытный участок в районе УКПГ-8:

1 - С5+; 2 - С2-С4

Рис. 6.38. Накопленная добыча углеводородов. Опытный участок в районе УКПГ-8:

1 - С5+; 2 - С2-С4

Рис. 6.39. Средневзвешенные по объему добычи молекулярная масса и плотность стабильного

конденсата:

1 - молекулярная масса конденсата; 2 - плотность конденсата

Рис. 6.40. Динамика средневзвешенного по объему добычи состава добываемого газа:

1 - метан; 2 - этан; 3 - пропан; 4 - азот; 5 - бутаны; 6 - С5+

01.01.98 снизились до 49 и 70 тыс. м3/т соответственно. По состоянию на конец 1997 г. ежесуточно (рис. 6.44) на опытном участке добывалось из выпавшего конденсата около 60 т углеводородов С2+, из которых более 25 т приходится на фракцию С5+.

547

Рис. 6.41. Динамика средневзвешенного КГФ продукции опытного участка в районе УКПГ-8:

1 - накопленная величина; 2 - ежеквартальная величина

Рис. 6.42. Текущие затраты закачиваемого газа на добычу ретроградных углеводородов (отношение объема закачанного за квартал тюменского газа к массе извлеченных за этот период

ретроградных углеводородов)

Рис. 6.43. Накопленные затраты закачиваемого газа на добычу ретроградных углеводородов (отношение суммарного объема закачанного тюменского газа к суммарной массе извлеченных ретроградных углеводородов).

Затраты на добычу: 1 - С5+, 2 - С3_4, 3 - С2-С4, 4 - С2+

Рис. 6.44. Среднесуточная добыча ретроградных углеводородов:

1 - С2+; 2 - С2-С4; 3 - С5+

КОНТРОЛЬ ЗА ОХВАТОМ ПЛАСТА ТЮМЕНСКИМ ГАЗОМ

По состоянию на 01.01.98 на опытном участке добыто с начала эксперимента около 2,38 млрд. м3 газа, закачано в пласт более 1,71 млрд. м3 сухого тюменского газа. С середины 1995 г. на всех добывающих скважинах, кроме скв. 7, ведется отбор кроме пластового также ранее закачанного тюменского газа. Доля последнего в продукции участка в целом превышает 35 % (см. рис. 6.35).

Оценка коэффициента охвата пласта тюменским газом позволяет получить представление об эффективности вовлечения остаточных запасов углеводородов опытного участка в разработку с воздействием закачиваемым агентом.

Коэффициент охвата Кохв пласта закачанным тюменским газом наиболее легко рассчитывать балансовым методом, принимая допущения, что границы опытного участка непроницаемы и что коэффициенты сжимаемости закачанного и пластового газов одинаковы в условиях залежи.

Для расчета используются следующие параметры (см. раздел 6.2.3):

объем пор опытного участка или запасы пластового газа Vnjlr в этом объеме;

объем сухого тюменского газа V3aKTr, закачанного в пласт на расчетный момент времени;

объем тюменского газа VH3BJITr, извлеченного обратно из пласта на расчетный момент времени.

На 01.01.98 Кохв при Vnjir = 1562,65 млн. м3 составил

К0хв = (V3aK.T.r-VH3BJITr)/Vnjir= (1711,68 - 829,5)/1562,65 = 0,56, или 56 %.

АНАЛИЗ ДИНАМИКИ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ ПРОПАН-БУТАНОВОЙ ФРАКЦИИ

При корректировке регламента на закачку сухого газа и отбор продукции, проводившейся в 1997 г. ВНИИГАЗом, было отмечено, что необходимо

549

продолжать систематическую оценку текущих и накопленных затрат тюменского газа на добычу ретроградных углеводородов, впредь выделяя наряду с затратами газа на добычу С2+, С2-С4, С5+ затраты на добычу фракции С3 + С4.

Таким образом, перечень параметров, определяемых в ходе авторского надзора на полигоне в районе УКПГ-8, с 1997 г. дополнен следующими:

добыча ретроградных углеводородов С3 + С4;

удельные затраты тюменского газа на добычу 1 т С3 + С4.

Во втором полугодии 1997 г. были соответствующим образом модернизи-

Рис. 6.45. Добыча пропан-бутановой фракции ретроградного конденсата:

а - на скв. 129; б - на скв. 131; 1 - С3; 2 - С4

550

рованы программы расчета всех показателей контроля (как по отдельным скважинам, так и по участку в целом).

Из графиков рис. 6.45, 6.46 видно, что объем добычи промежуточных углеводородов в целом пропорционален как доле тюменского газа в продукции, так и дебитам скважин (см. рис. 6.38). Рис. 6.45, б (скв. 131) и 6.46, б

Рис. 6.46. Добыча пропан-бутановой фракции ретроградного конденсата:

а - на скв. 133; б - на скв. 150; 1 - С3р; 2 - С4р

551

Рис. 6.47. Добыча ретроградных углеводородов пропана и бутанов на опытном участке в районе УКПГ-8:

1 - пропан; 2 - бутаны

(скв. 150) имеют пологие участки, соответствующие времени остановок этих скважин на период проведения ремонтных работ.

На рис. 6.47 показана динамика добычи пропан-бутановой фракции ретроградной части продукции по участку в целом. Нижняя часть каждого столбца отражает объем извлеченных М-С4 + ЛБУ-С4, верхняя - С3, а столбец в сумме показывает величину добычи С3_4. Согласно этим данным, к 01.01.98 на опытном участке добыто 41,1 тыс. т ретроградных пропана и бутанов.

Текущие и накопленные затраты закачиваемого газа на добычу ретроградных пропана и бутанов были представлены в виде дополнительно построенных графических зависимостей на рис. 6.42 и 6.43 (см. выше). На 01.01.98 они составили соответственно 37,3 и 41,68 тыс. м3 газа на 1 т.

Из приведенных графических и табличных материалов видно, что результатом воздействия на залежь в пределах опытного участка впервые в мире является крупная промышленная добыча ретроградного конденсата. С начала процесса закачки (17.09.93) к 01.01.98 г. на опытном участке добыто 562,38 тыс. т углеводородной фракции С2+, в том числе 76,18 тыс. т, или 13,55 %, составляет ретроградная жидкость. Из общего количества 562,38 тыс. т С2+ 474,12 тыс. т получено на тех скважинах, к которым прорвался тюменский газ. Доля ретроградной жидкости в добыче этих девяти скважин (см. табл. 5.10) достигала 16,06 %. В составе фракции С2+ стабильного конденсата (С5+) добыто 99,27 тыс. т, в том числе 24,32 тыс. т, или 24,50 %, - ретроградная часть. На девяти скважинах, продуцирующих смесью пластового и тюменского газа, добыча С5+ равна 85,06 тыс. т, а доля ретроградной жидкости - 28,59 %. В общем объеме добычи углеводородов С2+ и С5+ наряду с получением ретроградных углеводородов обеспечен прирост добычи и за счет поддержания пластового давления в пределах опытного участка и повышения устойчивости работы добывающих скважин.

В целом анализ результатов оперативного контроля за ходом процесса по данным текущих промысловых исследований скважин опытного участка по закачке сухого газа в пласт показал практически полное соответствие параметров, получаемых непосредственно на промысле, данным, полученным в ходе проведения лабораторных экспериментов и аналитических исследований.

РЕЗУЛЬТАТЫ ГЕОФИЗИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ

Опытно-промышленные работы по закачке сухого газа в пласт на опытном полигоне УКПГ-8 осуществляются с 1993 г. Для детального контроля за ходом процесса и оценки его эффективности, как указывалось ранее, была разработана и реализована специальная программа, предусматривавшая геофизические исследования нагнетательных и добывающих скважин.

Геофизические исследования включают в себя использование дистанционной глубинной аппаратуры АГДК с одновременной записью по каналам манометра, термометра, термоанемометра, влагомера, турбинного расходомера и многоканального шумомера.

Все геофизические работы выполняются в комплексе с газодинамическими и газоконденсатными исследованиями.

По результатам комплексных исследований контролируются: динамика профилей притока и дренирования в добывающих скважинах, профилей приемистости и поглощения в нагнетательных; динамика параметров приза-

553

бойных зон скважин - коэффициентов фильтрационных сопротивлений и проводимости kh/ц; динамика забойных и пластовых давлений; состояние ствола скважин, наличие уровней жидкости (вода, конденсат) и зон газожидкостного барботажа.

Всего с начала опытно-промышленного эксперимента на полигоне УКПГ-8 выполнено более 40 специальных комплексных исследований с применением геофизических методов, включая фоновые исследования перед началом закачки. Результаты исследований показали, что в нагнетательных скв. 269, 270, 273 границы интервалов поглощения всегда шире интервалов приемистости. Это свидетельствует о низком качестве вскрытия пласта и наличии хорошей вертикальной сообщаемости, что, по всей вероятности, связано с трещиноватостью. В процессе закачки в поведении интервалов поглощения явно просматривается тенденция уменьшения их толщины, что объясняется повышением давления в пласте и некоторым смещением в сторону больших глубин. Интервалы приемистости ведут себя несколько иначе. Их границы практически не меняются, но при этом постоянно происходит перераспределение профиля приемистости в зависимости от коллекторских свойств пород, текущей степени насыщения интервалов закачиваемым газом и соответственно пластового давления в них. Это определенным образом отражается и на фильтрационных характеристиках, но в меньшей степени, так как на их поведение более значительное влияние оказывает осушка фильтрационных каналов закачиваемым газом. Кроме того, в нагнетательной скв. 128 по данным материалам явно прослеживается связь ее приемистости с положением уровня воды, зависящего от давления закачки. При низких давлениях закачки динамический уровень перекрывает часть интервалов и в них начинает поступать вода, что приводит к резкому снижению их приемистости. Это явление носит периодический характер, что явно свидетельствует о практической реализации на скважине технологии водогазовой репрессии. В добывающих скважинах, по которым произошел прорыв закачиваемого газа, интервалы притоков и дренирования ведут себя несколько иначе. Например, в скв. 151, дренирующей только отложения московского яруса, в которые осуществляется закачка, прорыв закачиваемого газа привел к расширению границ интервалов дренирования и появлению дополнительных интервалов притока. В результате это способствовало снижению фильтрационных потерь в зоне дренирования.

На полигоне УКПГ-1 в 1993-1998 гг. выполнено 26 аналогичных исследований; результаты позволили с большей уверенностью подойти к выбору нагнетательных скважин и начать целенаправленный контроль за реализацией проекта “Конденсат-3”.

Разработанные и описанные в данной работе методики интерпретации дали возможность получить как представительные исходные данные для моделирования процесса воздействия на пласт при составлении проектных документов, так и оперативную информацию о распространении фронтов вытеснения, долях прорыва, изменении продуктивности скважин и т.д. Геофизические исследования позволили построить карты распределения профилей притоков и приемистости в скважинах опытных полигонов (рис. 6.48, 6.49), выявить интервалы прорывов закачиваемого в пласт газа, их изменение во времени. Их динамика в процессе воздействия в единой интерпретации с материалами исследований другими методами дает возможность в принципе управлять воздействием по площади и этажу газоносности полигона путем переноса фронта вытеснения, перераспределения объемов нагне-

554

Рис. 6.48. Схема распределения продуктивных отложений по скважинам на опытном полигоне в

районе УКПГ-8:

1 - контрольно-эксплуатационная скважина [а - отложения, вскрытые перфорацией, б -поглощающие (газоотдающие) отложения], 2 - нагнетательная скважина; 3 - возраст отложений: [а - нижная пермь (P.a-Pas), б - верхний карбон (C3g+C3o), в - московский ярус (С2т), г - башкирский ярус (С2Ь), д - серпуховско-веневские отложения (CjSr+CjVn)]; * - нет информации по газоотдающим интервалам, л - ликвидированные скважины, г - геофизические

скважины

тания по скважинам, изменения количества нагнетательных скважин или искусственным блокированием поглощающих интервалов (временным или постоянным) в нагнетательных скважинах, дальнейшая закачка в которые малоэффективна. На полигоне УКПГ-8, где нагнетание газа осуществляется в отложения московского яруса, по исследованиям реагирующих скважин установлено, что распространения фронта вытеснения по этажу газоносности не происходит и в данных отложениях наблюдается поддержание пластового давления. Это привело к задавливанию не охваченных воздействием интервалов в скважинах, дренирующих разновозрастные отложения с высокими долями прорыва (до 90 %) и соответственно к снижению их продуктивности. В результате может быть применен способ регулирования путем периодического перевода части нагнетательных скважин на режим отбора с целью выравнивания давления по этажу газоносности и повышения продуктивности реагирующих скважин. Кроме того, такая высокая доля прорыва явно указывает на то, что в интервалах, по которым произошел прорыв, пластовый газ в значительной степени замещен на закачиваемый. Перевод нагнетательных скважин на отбор будет способствовать развитию процесса обратного замещения закачанного газа на пластовый из низкопоровых коллекторов, что приведет к увеличению эффективности воздействия. Таким образом, систематические исследования скважин на опытных полигонах поз-

555

Рис. 6.49. Схема расположения скважин, отдающих и поглощающих интервалов на промышленном

полигоне "Конденсат-3":

1 - добывающая скважина; 2 - нагнетательная скважина [а - отложения, вскрытые перфорацией; б - поглощающие (газоотдающие) отложения]; 3 - возраст отложений: [t - артинский ярус (Pja), б - сакмарский ярус (Pjs), в - ассельский ярус (Pjas), г - гжельский и оренбургский ярус (C3g+C3o), д - московский ярус (С2т), А - башкирский ярус (С2Ь), Е - серпухов-ский ярус (CjSr)]; 4 - скважины с осложненным стволом; 5 - граница полигона; * - нет информации по газоотдающим интервалам; скв. 109, 192, 252 - скважины эксплуатационного фонда УКПГ-2

воляют не только корректировать действующие математические модели процесса, но и принимать необходимые управляющие решения, повышающие эффективность воздействия на пласт.

6.3

НАГНЕТАНИЕ СУХОГО ГАЗА

В ОБВОДНЯЮЩИЕСЯ ЗОНЫ

ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Залежи углеводородов всех типов: нефтяные, газовые, газоконденсат-ные - в большинстве случаев подстилаются и оконтуриваются подошвенной или законтурной водой. Разработка залежи на режиме истощения, сопровождаемая падением в ней давления, приводит к более или менее активному внедрению в продуктивный пласт подошвенной, а также законтурной воды.

Анализ обводнения нефтяных залежей, приуроченных к неоднородным пластам, показал, что оно происходит по отдельным, наиболее проницаемым пропласткам, или “трубкам тока". Динамика прорыва воды обусловлена распределением параметра Y = k/L2, где к - проницаемость; L - длина “трубки тока". По мере проникновения воды в залежь запасы углеводородов в “матрице” оказываются разрезанными на отдельные блоки. Дальнейшая раз-

556

работка этих запасов затрудняется или становится вообще невозможной из-за резко увеличившихся фильтрационных сопротивлений в зонах обводнения.

Опыт разработки газоконденсатных месторождений Краснодарского края на завершающей стадии показал, что ни на одном месторождении не было отмечено равномерного продвижения законтурных вод по всему периметру залежи. Вода внедрялась в основном избирательно, по наиболее проницаемым или наиболее интенсивно дренируемым пропласткам. Скорость перемещения газоводяного контакта в отдельных случаях достигала 2,5— 3 м/сут. Масштабы обводнения иногда были очень велики: на Ленинградском месторождении, например, вода продвинулась до свода залежи второй пачки от северного к южному крылу складки и даже преодолела свод.

С проблемой обводнения залежи с середины 70-х годов сталкиваются при разработке крупнейшего в европейской части России Вуктыльского га-зоконденсатного месторождения. Поступление воды в количествах более 8— 10 м3 на 1 млн. м3 добываемого газа приводит к затруднениям в работе скважин, а иногда эксплуатация скважины без перевода на газлифт становится невозможной. Продвижение законтурной воды в залежь, пластовое давление в которой снизилось до 4-5 МПа, происходит в основном на пологом восточном крыле структуры по наиболее проницаемым (закарстованным) интервалам толщиной до нескольких метров. Поскольку пласт-коллектор Вуктыльского месторождения имеет трещиновато-неоднородное строение, продвижение законтурных и подошвенных вод может приводить к блокированию отдельных низкопроницаемых зон, что чревато опасностью исключения содержащихся в этих зонах остаточных запасов газа и конденсата из дальнейшей разработки.

В то же время опыт реализации на участке в районе УКПГ-8 технологии закачки сухого газа при низком пластовом давлении (4-5 МПа) подтвердил, что предложенный автором с сотрудниками метод повышения газо-конденсатоотдачи позволяет не только увеличивать конечную газоконденса-тоотдачу пласта, но и тормозить дальнейшее продвижение законтурной воды и сохранять продуктивность эксплуатационных скважин. В период начала реализации технологии в районе УКПГ-8 (конец 1993 г.) водопроявления были несущественными. Расширение масштабов применения этой технологии на другие площади залежи потребует учета более активных водопрояв-лений и, возможно, особенностей воздействия на залежь в условиях частичного обводнения пласта. Так, в районе УКПГ-4 и УКПГ-5 законтурная вода более заметно продвигается в продуктивный пласт, часть запасов газа и конденсата здесь оказалась уже защемленной. Процесс обводнения залежи по мере снижения пластового давления может в ближайшие годы заметно осложнить разработку.

В связи с этим во ВНИИГАЗе были поставлены специальные исследования с целью создания основанного на закачке сухого газа метода повышения газоконденсатоотдачи частично обводненного пласта.

Рассмотренные ниже результаты физического моделирования позволяют рекомендовать закачку сухого газа в обводнившиеся зоны пласта как способ вовлечения в разработку остаточных запасов газа и конденсата.

Схема экспериментальной установки показана на рис. 6.50. Модель пласта включала две трубы длиной 2000 мм с внутренним диаметром 25,4 мм, одна из которых моделировала низкопроницаемый, вторая - высокопроницаемый пропластки. Предварительные этапы эксперимента включали раздель-

557

Рис. 6.50. Схема экспериментальной установки:

1 - входной узел; 2 -модель высокопроницаемого пропластка; 3 - сепаратор; 4 -счетчик газовый; 5 -узел отбора продукции из высокопроницаемой модели (пробоотборники, слева направо: для продукции; буферной углеводородной жидкости; диэти-ленгликоля; диэтилен-гликоля заправоч-

ный); 6 - пресс измерительный; 7 - манометр образцовый на 6 МПа; 8 - узел отбора пробы газа на хроматограф; 9 - модель низкопроницаемого пропластка

ную подготовку моделей таким образом, чтобы в низкопроницаемом “пропластке” ("матрице”) создать двухфазную газоконденсатную систему, а в высокопроницаемом - двухфазную водоконденсатную систему. Тем самым моделируются условия истощенного до давления 4 МПа газоконденсатного пласта, в матрице которого заблокированы остаточные запасы газа и конденсата, причем высокопроницаемый пропласток после вытеснения газа внедрившейся водой содержит кроме воды остаточные запасы жидкого конденсата.

На основном этапе эксперимента моделировался процесс закачки сухого газа через нагнетательную скважину и отбора продукции через эксплуатационную скважину. Газ подавался одновременно в оба “пропластка", соединенные на входе общей подводящей трубкой. Продукцию пропластков, однако, отбирали на выходе в раздельные сепараторы и на отдельные газовые счетчики, чтобы иметь информацию о поведении каждого из пропластков в течение эксперимента.

Низкопроницаемый “пропласток” во всех экспериментах был один и тот же. Высокопроницаемые “пропластки” в разных опытах отличались один от другого по проницаемости. Всего было осуществлено четыре эксперимента при давлении в модели пласта 4 МПа и температуре 20 °С.

Процессы фильтрации и взаимовытеснения флюидов на физических моделях пласта осуществляли с соблюдением принципов приближенного моделирования. Аналогично фильтрации взаиморастворимых жидкостей вытеснение газа газом включает следующие элементарные процессы:

фильтрационное движение вытесняемого (перед фронтом) и вытесняющего (за фронтом) газов с зоной смеси закономерно увеличивающегося размера;

истинное внутрипоровое течение;

действие капиллярных сил на границе раздела фильтрующихся газов и неподвижного выпавшего конденсата;

558

диффузия компонентов внутри жидкой фазы (конденсата), испарение компонентов в газовую фазу, диффузия испарившихся из жидкой фазы компонентов внутри газовой фазы.

Для подобного комплекса процессов, исходя из уравнений элементарных процессов и фигурирующих в них физических параметров, вывели систему условий подобия модели и натуры (см. раздел 3).

Кроме того, при моделировании требуется соблюдение равенства ряда безразмерных характеристик. Моделирование ограниченной по толщине части пласта-коллектора дает возможность опустить условие соблюдения параметра Jtp. Близость свойств модельных и натурных газоконденсатных смесей позволяет не включать в перечень рассчитываемых и параметр лр.

В экспериментах, осуществляемых не с целью конкретного проектирования, а при разработке метода воздействия на пласт, нет необходимости строго соблюдать условия подобия модели конкретной натурной залежи. Следует лишь обеспечить примерное соответствие требуемым количественным величинам основных, определяющих исследуемый процесс критериев подобия, включая перечисленные выше безразмерные характеристики. Таким образом, достаточно выполнить условия приближенного моделирования. Как показала практика реализации проекта “Конденсат-2” на Вуктыльском месторождении, такой подход вполне оправдан, поскольку полученные натурные характеристики процесса вытеснения пластового газа сухим достаточно точно соответствуют определенным ранее в лабораторных условиях.

В описываемых экспериментах основное внимание было уделено соблюдению условий опытов, при которых процессы фильтрации и взаимовытеснения флюидов происходят в автомодельной области.

Поскольку ранее выполненные аналитические и экспериментальные исследования, а также результаты авторского надзора за процессом вытеснения пластовой смеси сухим неравновесным газом на Вуктыльском месторождении свидетельствуют о том, что в исследуемой области давлений (3-5 МПа) в сухой газ переходят в основном низкомолекулярные компоненты ретроградного конденсата, то в качестве модели пластовой углеводородной жидкой фазы в описываемых экспериментах использовали смесь С5Н12 + + С6Н14 + С7Н16 с молекулярной массой 86,2 г/моль. В качестве модели законтурной воды использовали слабоминерализованную воду, в качестве модели сухого газа - азот. Скорости фильтрации не превышали значений, при

ТАБЛИЦА 6.11

Характеристика пористых сред

Параметр
Трубная модель с пористой средой

низко-проницаемой к'
высокопроницаемой к"

Опыт 1
Опыт 2
Опыт 3
Опыт 4

Проницаемость, 1СГ15 м2 Пористость, % Диаметр рабочий, мм Длина рабочая, мм Объем пор, см3 Насыщенность начальная, %:
жидкой углеводородной фазой SK
водой SB
суммарно жидкостью
35 23,7 25,4 2000 240
55,0
0 55,0
3500 27,6 25,4 2000 280
48,0 52,0 100,0
320 25,2 25,4 2000 255
0 100,0 100,0
42 23,8 25,4 2000
241
33,0 67,0 100,0
81
24,0 25,4 2000 243
13,0 87,0 100,0

559

которых обеспечивался равновесный межфазный массообмен в пористой среде [49].

В табл. 6.11 приведены сведения о модели пласта, отдельно для низко-и высокопроницаемых пропластков (труб).

Основные результаты экспериментов приведены на рис. 6.51-6.56. На рис. 6.51 показана динамика конденсатогазового фактора (КГФ) газа, извлекаемого из каждого пропластка в ходе нагнетания в пласт сухого газа. На рис. 6.52-6.53 даются графики, демонстрирующие изменение насыщенности пропластков жидкой углеводородной фазой, водой, жидкостью в целом. Поскольку прорыв газа через обводненный пропласток происходит тем позднее, чем ниже его проницаемость, то начало графика доли газа из этого пропластка в общей продукции пласта соответственно смещается (см. рис. 6.54). Интересна зависимость водогазового фактора продукции пласта от объема закачки сухого газа (см. рис. 6.55): чем ниже проницаемость обводненного пропластка, тем позже начинается заметная фильтрация воды и поступление ее в добывающую скважину. По данным экспериментов построена обобщающая зависимость (см. рис. 6.56) от проницаемости высокопроницаемого пропластка объема V газа, прошедшего через него и низкопроницаемый пропласток суммарно к моменту прорыва газа в первом. Графики показывают, что даже в том случае, если проницаемость высокопроницаемого пропластка превышает значение этого параметра у низкопроницаемого пропластка на два порядка, внедрившаяся вода создает значительное гидравлическое сопротивление и препятствует прорыву закачиваемого газа. Газ преодолевает

Рис. 6.51. Динамика конденсатогазового фактора газа, извлекаемого из низкопроницаемого (КГФ) и высокопроницаемого обводненного (КГФ") пропластков в процессе нагнетания в пласт сухого газа (р = 4 МПа, Т = 20 °С): 1 - к'/; 2 - к^'; 3 - к3'; 4 - к^'

Рис. 6.52. График изменения конденсатонасы-щенности S'f низкопроницаемого (к' = 35х-хЮ"15 м2) и водонасьгщенности 5„ высокопроницаемого (к") пропластков в процессе нагнетания в пласт сухого газа (р = 4 МПа, Т = = 20 °С): 1 - к'/; 2 - к^'; 3 - kj 4 - к^'

560

Рис. 6.53. Динамика остаточной насыщенности обводненного пропластка водой и жидкой углеводородной фазой в процессе нагнетания в пласт сухого газа (p = 4 МПа, T = 20 °С, проницаемость

необводненной части 35 1015 м2

Рис. 6.54. Кривые изменения доли газа а" высокопроницаемого обводненного пропластка в продукции пласта при нагнетании сухого газа (р = 4 МПа, i = 20 °С):

1 - к"; 2 — l<2 ; 3 - l<4 ; 4 - кз

2

Рис. 6.55. Динамика водогазового фактора (ВГФ) продукции пласта, состоящего из низкопроницаемого (k = 35-Ю"15 м2) и высокопроницаемого (k") пропластков при прокачке сухого газа (р =

= 4 МПа, Т = 20 °С):

1 - kj"; 2 - k^'; 3 - к3'; 4 - к^'

Рис. 6.56. Зависимость от проницаемости высокопроницаемого пропластка (k") объема газа,

прошедшего через него и низкопроницаемый пропласток (к = 35 1015 м2) суммарно в допрорыв-

ных объемах \/д'опрор на момент прорыва газа через высокопроницаемый пропласток:

V = (V + \/д' )

допрор'

р = 4 МПа, Г = 20 °С; S'K исх = 0...55 %; S'B = 0...48 %; S" = 100 - S"

сопротивление обводнившейся области только после того, как через пласт профильтровалась 1,6 объема пор агента. При меньшей проницаемости коллектора в обводнившейся области прорыв газа через нее происходит еще позднее. Таким образом, факт частичного обводнения пласта при нагнетании сухого газа как бы теряет негативную окраску, поскольку появляется возможность закачать газ в низкопроницаемые блоки, заместить в них жирный пластовый газ на сухой, а также извлечь путем испарения часть содержащегося там ретроградного конденсата.

Полученные результаты позволяют предложить метод доразработки частично обводненной газоконденсатной залежи путем нагнетания сухого газа для извлечения остаточных запасов пластового газа и ретроградного конденсата из низкопроницаемых блоков (матрицы) продуктивного пласта.

Метод может быть рекомендован на поздней стадии разработки Вук-тыльского и других газоконденсатных месторождений, когда произошло или происходит частичное обводнение залежи подошвенными или законтурными водами. Это позволит существенно расширить масштабы воздействия на залежь и обеспечить получение дополнительных объемов добычи углеводородов.

6.4

ПОВЫШЕНИЕ ГАЗООТДАЧИ ПУТЕМ

НАГНЕТАНИЯ АЗОТА В ОБВОДНЯЮЩУЮСЯ

ГАЗОВУЮ ЗАЛЕЖЬ

6.4.1

ОБЩИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖЬ

На завершающей стадии отбора запасов газа из газового месторождения наступает этап, когда в залежи остается в основном низконапорный газ (газ с давлением ниже 5 МПа). В случае внедрения в газовую залежь воды при отборе газа происходит, с одной стороны, частичное поддержание и замедление темпа падения давления, однако, с другой стороны, следствием внедрения воды является защемление части газа за фронтом последней. По оценке Н.Г. Степанова, до 75 % остаточных запасов газа в таких крупных месторождениях, как Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, будет составлять защемленный газ в обводнившихся зонах пласта.

Для извлечения защемленного газа были предложены и в некоторых случаях применяются методы доразработки газовой залежи, основанные на совместном отборе газа и воды. При реализации этих методов необходимо осуществлять наряду с отбором газа отборы больших объемов попутной воды. Кроме того, необходимо найти приемлемое с экологической точки зрения техническое решение по утилизации попутно с газом добываемой воды, что нередко создает еще большие проблемы. В конечном счете отрицательные экономические показатели технологии доразработки остаточных запасов защемленного газа, как правило, заставляют отказаться от этой технологии.

Таким образом, принимая во внимание значительные объемы защемлен-

563

ного газа на газовых месторождениях, как потенциальные, так и уже сформировавшиеся (Медвежье месторождение и др.), следует декларировать существование важной научно-технологической проблемы извлечения запасов защемленного газа из недр обводняющихся газовых залежей.

Второй, также важной и сложной проблемой завершающей стадии разработки месторождений природного газа является повышение эффективности отбора из пласта остаточных запасов свободного газа в условиях резко понизившегося пластового давления - проблема отбора низконапорного газа. Одним из крупнейших отечественных объектов добычи газообразных углеводородов, где проблема отбора низконапорного газа становится весьма актуальной, является месторождение Медвежье.

Именно для условий этого объекта одним из авторов с сотрудниками были проведены масштабные экспериментальные исследования. Типичные для пласта-коллектора месторождения проницаемости - от 300-10 15 до 600 х х 10~15 м2 (300-600 мД); встречаются и менее проницаемые разности пород, вплоть до глинистых, практически непроницаемых включений. Поэтому в качестве моделей пласта использовали образцы насыпных пористых сред с проницаемостью от 13-10~15 до 600-Ю-15 м2.

Эксперименты включали два этапа: предварительный - моделирование защемления части запасов газа при внедрении в залежь воды и основной -моделирование разработки обводнившегося пласта с нагнетанием внешнего газообразного агента (азота).

Механизм защемления газа водой в разрабатываемом на упруговодона-порном режиме пласте определяется закономерностями фазовых проницае-мостей флюидов. Как известно, графический вид зависимостей газо- и водопроницаемости от насыщенности порового пространства вмещающей породы водой мало изменяется при переходе от несцементированного песка к другим видам пористых сред. Происходит лишь смещение кривых в направлении более высокой водонасыщенности у более плотных пористых сред (песчаников, хемогенных известняков). Поэтому особенности относительных фазовых газо- и водопроницаемостей и механизм защемления газа водой можно исследовать на примере пористой среды, представленной несцементированным песком (рис. 6.57). В качестве образцов пористой среды использовали насыпные модели.

Характеристики физических моделей пласта и некоторые данные экспериментов на этих моделях приведены в табл. 6.12 (р0 -начальное давление в модели пласта).

Процесс защемления газа водой в пористой среде исследова-

Рис. 6.67. Сопоставление кривых зависимости фазовых проницаемостей от насыщенности жидкостью порового пространства несцементированных песков, песчаников

и известняков (доломитов): сплошные линии - несцементированные пески; пунктирные - известняки; штрих-пунктирные - песчаники

564

ТАБЛИЦА 6.12 Основные характеристики моделей пласта и выполнявшихся на них экспериментов

Объем за-

Номер
Проницае-
Порис-

щемлен-
Темп паде-

моде-
мость,
тость, доли
р0, МПа
ного газа, %
ния давле-
Режим

ли
10 '5 м2
ед.

от объема пор
ния, МПа/ч

1
13
0,23
3,3
0,1559
0
p=const

2
308
0,29
3,3
0,1549
0
p=const

3
545
0,29
5,1
0,1926
0,524
Ступенчатое поддержание давления

4
570
0,258
5,1
0,1958
0
p=const

5
521
0,28
5,1
0,2136
1,143
Частичное поддержание давления

6
490
0,275
5,1
0,2637
0,824
Истощение

7
392
0,275
5,5
0,1937
1,225
Частичное поддержание давления

ли для термобарических условий, близких к текущим условиям в пласте-коллекторе месторождения Медвежье. Средневзвешенное давление в газонасыщенной области пласта в настоящее время около 4,5 МПа, температура около 30 °С. Эти предварительные этапы экспериментов проводились при давлении в модели пласта от 3 до 5 МПа и комнатной температуре (около 20 °С).

В качестве примера на рис. 6.58 приведен график коэффициента извлечения газа при вытеснении его водой из модели пласта проницаемостью 308-1015 м2. Как видно из рисунка, объем защемленного газа составил в этом случае приблизительно 15 % объема пор; после закачки воды в количестве приблизительно 84 % объема пор фильтрация газа прекратилась и из модели в дальнейшем поступала только вода.

Основные этапы экспериментов моделировали процесс разработки обводненного газового пласта с закачкой азота.

В экспериментах по изобарическому вытеснению защемленного метана азотом давление в модели сохранялось близким к начальному давлению р0. В экспериментах по истощению и частичному поддержанию давления путем закачки азота темп снижения давления составлял от 0,1 до 0,5 МПа/ч.

Результаты экспериментов целесообразно проанализировать, сравнивая,с одной стороны, динамику текущих показателей при эксплуатации моделей пласта с различными режимами воздействия, а с другой - сопоставляя показатели на конец эксплуатации.

Рис. 6.58. График коэффициента извлечения таза и воды при заводненпп:

/ - метан; 2 - вода

565

Рис. 6.59. Кривые изменения содержания компонентов в отбираемом потоке при закачке азота:

а — k = 308-10Г15 м2; б - k = 521-10-15 м2

На рис. 6.59 показано изменение содержания компонентов потока на выходе моделей пласта для двух экспериментов по вытеснению защемленного метана азотом. В эксперименте на модели проницаемостью 308-10Г15 м2 в процессе вытеснения метана азотом поддерживалось приблизительно постоянное давление 3,3 МПа. В модели проницаемостью 521-10-15 м2 после изобарического (/з = 5 МПа) вытеснения метана азотом и снижения содержания

566

в продукции метана до =5 % (молярная доля) дальнейший отбор продукции осуществляли на режиме истощения. Это привело к существенному увеличению содержания метана на последнем этапе отбора продукции. Динамика состава отбираемого газа в двух сравниваемых экспериментах показана на рис. 6.60. Если при изобарическом вытеснении содержание метана непрерывно снижается, к моменту закачки 80 % объема пор азота (и соответственно таком же объеме отобранной продукции) достигая уровня около 3 %, то при переходе на режим истощения на этапе эксплуатации, когда отбор продукции достиг также 80 % объема пор, в отличие от изобарического процесса начинается все более значительное возрастание доли метана. К моменту отбора 100 % объема пор содержание метана достигло трети всей продукции.

Рис. 6.60. Состав отбираемого газа при закачке азота:

а — k = 308-1СГ15 м2; б - k = 521-Ю45 м2; / - азот; 2 - метан

567

/ - k

13-10 '5 m2; 2

Рис. 6.61. График содержания метана в отбираемом газе:

lOcV 1 О

= 570-10"

k 6 - k

521-Ю-'5 392-10~15 м:

4 - k = 545-10 15 м2; 5 - k =

Рис. 6.62. График коэффициента извлечения остаточного газа при закачке азота:

1-5 - см. рис. 6.61

полненных экспериментах по вытеснению метана азотом. Наиболее значительный рост доли метана при переходе к истощению отмечен в эксперименте на модели проницаемостью 392-1 (Г15 м2 - до 45 % от продукции к моменту отбора 57 % объема пор пластовой смеси.

Сравнение коэффициентов извлечения защемленного метана при закачке азота приведено на рис. 6.62. Эти графики свидетельствуют о том, что основная часть защемленного газа извлекается ко времени, когда отобрано приблизительно 50-60 % объема пор продукции модели пласта. Дальнейшая эксплуатация целесообразна на режиме истощения (эксперименты на моделях с проницаемостью 521-Ю-15 и 545-Ю-15 м2).

Достаточно высокая физическая эффективность вытеснения защемленного газа азотом объясняется, очевидно, фрактальным характером процесса фильтрации газовой фазы. Закачиваемый в пласт газообразный флюид (азот) обладает вязкостью, почти на два порядка меньше вязкости воды. Поэтому при наличии градиента давления, создаваемого нагнетанием азота, этот флюид стремится прорваться по зонам, представляющим наименьшее фильтрационное сопротивление, где, с одной стороны, выше абсолютная проницаемость пористой среды, а с другой - выше содержание защемленного газа, имеющего, как и азот, существенно меньшую, чем у воды, вязкость. Схема процесса вытеснения защемленного газа азотом приведена на рис. 6.63. По-видимому, “гидродинамическая неоднородность” пористой среды, содержащей как область с меньшей абсолютной проницаемостью и большей водонасыщенностью, так и область с большей проницаемостью и газонасыщенностью защемленным газом, дает основание высказать предположение о том, что при закачке азота можно вторую область рассматривать как пористую среду с независимым динамическим поведением флюидов, со своими га-зо- и водонасыщенностью. Этой области на рис. 6.64 соответствует интервал /, относящийся ко всему “пласту", а интервал 2 характеризуется повышенной фазовой газопроницаемостью. Можно было ожидать, что чем ниже средняя абсолютная проницаемость пористой среды, т.е. больше градиенты давления при вытеснении нагнетаемым азотом водогазовой смеси, тем соответственно большим должен быть удельный расход азота на вытеснение защемленного газа. Однако эксперименты не дают основания говорить о заметной зависимости этого параметра от проницаемости породы (рис. 6.65).

Анализируя физическую эффективность закачки азота в обводненный газовый пласт, следует иметь в виду, что извлечение защемленного газа -лишь одна из целей этого метода воздействия на пласт. Кроме вытеснения защемленного углеводородного газа закачка азота позволяет вытеснить часть свободного газа из необводнившейся области пласта, а также благодаря поддержанию давления стабилизировать фонд добывающих скважин, замедляя их обводнение и сохраняя продуктивность. Это необходимо учитывать, оценивая удельный расход азота на добычу защемленного газа. Удельный рас-

Рис. 6.63. Схема вытеснения азотом защемленного водой природного газа.

Микроцелики защемленного газа: а - в неподвижной зоне, 6 - в пределах “фильтрационного

канала"

Рис. 6.64. Зависимость фазовых проница-емостей от насыщенности жидкостью норового пространства несцементированных песков:

kT, kB - фазовые проницаемости для газа и воды; 1,2 - области насыщенностей и проницаемостей соответственно для пласта в целом и для “фильтрационного канала"

Рис. 6.65. Удельный расход азота при добыче остаточного газа:

1-5 - см. рис. 6.61

ход азота к моменту отбора 100 % объема пор продукции составляет 6-10 м3/м3 метана, если условно весь расход азота отнести на добычу только защемленного газа (см. рис. 6.65). При оценке эффективности закачки азота на натурном объекте воздействия следует количество закачанного азота “разнести”, рассчитав также эффект воздействия в форме вытесненного из пласта свободного газа и в форме дополнительной добычи газа за счет сохранения фонда скважин и их продуктивности.

Таким образом, физические основы технологии нагнетания азота в пласт заключаются в создании более благоприятных, чем при доразработке на режиме истощения, гидродинамических и термобарических условий в залежи, обеспечивающих повышение газоотдачи благодаря вытеснению как защемленного, так и свободного низконапорного газа. Технико-технологическими результатами воздействия на обводняющуюся залежь азотом являются также замедление темпа дальнейшего обводнения скважин и продление периода активного функционирования газодобывающего предприятия.

По инициативе автора данной работы группой специалистов ВНИИ-ГАЗа и “Надымгазпрома" подготовлены технико-экономические соображения

570

применения описанной технологии на месторождении Медвежье. Технико-экономическая оценка свидетельствует о целесообразности реализации технологии на этом объекте, что явится важным прецедентом расширения масштабов процессов воздействия на углеводородсодержащие пласты с целью повышения эффективности их разработки.

6.4.2

ВЛИЯНИЕ ЭФФЕКТА ВЫДЕЛЕНИЯ РАСТВОРЕННОГО

В ПЛАСТОВОЙ ВОДЕ ГАЗА НА ПРОЦЕСС ОБВОДНЕНИЯ

СЕНОМАНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЕВЕРА

ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

По результатам гидрогеологических исследований [23, 43] подошвенные воды Медвежьего, Уренгойского и других месторождений являются газона-сыщенными, причем давления насыщения воды газом практически равняются пластовым для данной глубины залегания водоносного слоя. О предельном насыщении пластовых вод газом вблизи газоводяного контакта свидетельст-вует интенсивный, устойчивый на протяжении ряда лет барботаж газа в ко-лоннах законтурных пьезометрических скважин (например, скв. 6 и 15 месторождения Медвежье). Такой неоспоримый факт, как отсутствие на всем севере Тюменской области “пустых ловушек", является косвенным доказа-тельством того, что сеноманский водоносный комплекс предельно насыщен по всей толщине. При разработке газового месторождения происходит снижение давления в водоносной области, что приводит к выделению газа из воды. Так как относительный объем выделившегося в пластовых условиях газа незначителен по сравнению с объемом пор (до нескольких процентов), он остается неподвижным и не влияет на фазовую проницаемость породы при фильтрации через нее воды. Но этот выделившийся газ из-за больших объемов водоносного пласта под газовым пластом и в непосредственной близости от поверхности первоначального газоводяного контакта существенно влияет на объем воды, вытесняемой в газовую залежь.

Увеличение упругоемкости водоносного бассейна за счет выделения газа из воды можно учесть введением в уравнение фильтрации фиктивной переменной пористости, уменьшающейся с падением давления.

При прогнозировании внедрения воды в газовую залежь обычно учиты-вают только сжимаемости воды и породы. Механизмом фильтрации за счет разгазирования без каких-либо оценок обычно пренебрегают.

Расчеты показывают, что при газонасыщенных пластовых водах делать этого не следует, так как существенно занижаются объемы внедряющейся воды, особенно на завершающей стадии разработки. В табл. 6.13 приведены абсолютные объемы воды (в см31О3), вытесненные за счет различных фак-торов из 1 см3 пористой породы водоносного бассейна сеноманских отложений (месторождения Медвежье, Уренгойское и др.) при снижении давления в водоносной зоне, непосредственно прилегающей к поверхности первона-чального газоводяного контакта. Из приведенных в табл. 6.13 данных об объ-емах пластовой воды, вытесняемой в газоносный пласт за счет различных физических факторов, видно, что основной вклад в эти объемы, особенно в зоне под поверхностью первоначального газоводяного контакта, вносит газ, выделенный из пластовой воды.

ТАБЛИЦА 6.13

Объем вытесненной воды в смЧО3 из 1 см3 пористой породы (коэффициент пористости 0,28)

При падении давления в данной точке водоносного пласта на величину, МПа
За счет выделения газа из пластовой воды
За счет сжимаемости пластовой воды
За счет сжимаемос-

вблизи
поверхности первоначального ГВК
в водоносном горизонте на
ти породы

глубине от ГВК
По теории упругого режима

300 м
500 м
2500 м
нелокальной
локальной

2 4 6 8
0,78 2,00 4,06 8,30
0,22 0,51 0,93 1,6
0,17 0,43 0,76 1,24
0,12 0,27 0,44 0,66
0,25 0,50 0,76 1,01
0,10 0,19 0,29 0,39
0,19 0,39 0,58 0,78

Нельзя не учитывать этого явления при прогнозировании обводнения сеноманской залежи на завершающем этапе разработки. Игнорирование эффекта разгазирования приводит к занижению темпов обводнения на завершающей стадии разработки и завышению коэффициента конечной газоотдачи. Если коэффициенты сжимаемости пластовой воды и породы остаются практически постоянными на протяжении всего периода разработки, то коэффициент сжимаемости за счет разгазирования существенно зависит от давления и изменяется пропорционально множителю (р0/р-\), где р0 - начальное давление пластовой воды в некоторой точке водоносного горизонта, р - текущее давление в той же точке. Поэтому эффект разгазирования слабо проявляет себя на начальной стадии разработки, когда текущее давление р близко к начальному р0 и приведет к интенсивному обводнению при малых значениях р по отношению к р0. По этой причине массивные сеноманские залежи, подстилаемые мощными газонасыщенными водоносными горизонтами, нельзя будет с целью повышения газоотдачи разрабатывать до пластового давления в несколько атмосфер, так как при этом резко снизится пластовое давление в водоносной зоне, и в результате обвального обводнения из-за разгазирования ни о каком увеличении газоотдачи не может быть и речи. Поэтому для достижения высокого коэффициента конечной газоотдачи эффективнее разрабатывать сеноманские залежи месторождений Севера Западной Сибири с поддержанием пластового давления в газовой залежи на некотором уровне, определяемом технико-экономическими расчетами. Это можно сделать либо резким сокращением отборов газа, что окажется малоэффективным, либо закачкой инертного газа в продуктивный пласт.

6.4.3

МОДЕЛЬ ФИЛЬТРАЦИИ ПОДОШВЕННЫХ ВОД В ГАЗОВУЮ ЗАЛЕЖЬ, УЧИТЫВАЮЩАЯ ВЫДЕЛЕНИЕ

РАСТВОРЕННОГО ГАЗА, ПРИ ЗНАЧЕНИЯХ

ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ, НЕ ДОСТИГАЮЩИХ ПОРОГА

ПОДВИЖНОСТИ ГАЗОВОЙ ФАЗЫ

Такие месторождения, как Медвежье, Уренгойское и другие, представляют собой вытянутые антиклинальные складки с отношением осей, примерно равным 1:6. Для упрощения решения можно рассматривать поперечные се-

572

чения, ортогональные длинной оси, и задачу притока подошвенной воды сформулировать как профильную двухмерную плоскую с учетом силы тяжести.

Для оценки нижней границы объема внедренной воды задачу можно свести к одномерной, ограничив объем водоносной зоны объемом, расположенным непосредственно под площадью газоносности (рис. 6.66).

Как уже было сказано, при неподвижной газовой фазе может быть предложена модель фильтрации с переменной фиктивной пористостью, изменяющейся за счет выделения газа, остающегося в порах в месте выделения.

Объем газа V, выделившийся из единицы объема жидкости и приведенный к давлению р и температуре в той точке, где это произошло, определится по формуле

y = clPo + (H-Z)p-g-p] Р

где р0 - начальное пластовое давление на поверхности первоначального газоводяного контакта; Н - толщина водоносного слоя; Z - вертикальная координата (см. рис. 6.66); р - плотность пластовой воды; д - ускорение свободного падения; р = р(г, t) - пластовое давление в точке с координатами Z и t;

С = а.

Рс

Рис. 6.66. Схема внедрения

воды в газонасыщенную зону

пласта

573

а - аналог коэффициента растворимости Генри; Z - коэффицент сжимаемости; Т - абсолютная температура.

Индекс “ил” относится к пластовым условиям, “ст" - к стандартным.

Переменная пористость в этом случае ф = ф0(1 - V), где ф0 - начальная эффективная пористость.

Подставляя полученное значение переменной пористости в уравнение неразрывности и произведя необходимое дифференцирование, получаем нелинейное уравнение фильтрации несжимаемой жидкости при условии выделения из нее растворенного газа, оставшегося неподвижным:

д ( К др\ С[р0 + (Я-2)ра]фо dp —I------—1=-------------- " . (6.1)

dZ{ [l dZ) р2 dt

Уравнение (6.1) решается при следующих краевых условиях:

1) при t = О, р = р0 + (Н - Z)pg;

2) при 2 = 0,= = 0 (на подошве водоносного пласта).

dZ

При Z = Н, р = pit) (на поверхности первоначального газоводяного контакта). Давление p(t) определяется падением давления в газовой залежи.

Разностный аналог уравнения (6.1) запишется в виде следующей неявной схемы с соответствующими краевыми условиями:

Pj-i-----Pj------Р±л_ _ \Ро +-------z------PgJ'Po Pi------Pj_^ (6.2)

И h2 /Л2 -С

[Pi)

где h и х - шаги по координате и времени соответственно.

Схема абсолютно устойчива. Система (6.2) легко решается методом прогонки.

В программе к множителю при производной от давления по времени в уравнении (6.1) добавлено слагаемое [S + ф0Рмг] = 1,745-Ю-10, учитывающее сжимаемость породы и минерализованной газированной воды.

Расчеты показывают, что пренебрежение этим слагаемым практически не изменяет конечные результаты общих объемов притока воды в залежь, так как основной вклад в этот процесс вносит разгазирование пластовой воды. По этой причине при проведении адаптации модели к реальным условиям можно считать, что весь объем фактически внедрившейся воды отфильт-ровался за счет механизма выделения газа при снижении давления в водоносной зоне.

Для принятой модели притока воды в залежь необходимо знать значение коэффициента проницаемости в направлении, перпендикулярном к напластованию.

По исследованию на кернах для коллекторов сеноманских отложений проницаемость в вертикальном направлении примерно вдвое меньше проницаемости по напластованию. Но брать для расчетов значение средней вертикальной проницаемости, равное половине средней по месторождению, было бы ошибкой.

На самом деле процесс фильтрации в вертикальном направлении в во-донасыщенном массиве под месторождением происходит по более сложной схеме.

Водонасыщенный пласт представляет собой частое чередование прони-

574

цаемых и непроницаемых пропластков с самыми разными толщинами и про-тяженностями по напластованию, поэтому поднимающаяся из глубины к поверхности первоначального газоводяного контакта вода обходит непроницаемые прослои, так что отдельные частицы воды движутся по сложным траекториям и общая длина пути, проходимая каждой частицей до ГВК, во много раз превышает расстояние от ГВК до той точки, из которой она начала движение. Такое удлинение пути при адаптации модели можно компенсировать уменьшением толщины водоносного слоя и снижением среднего значения коэффициента проницаемости в вертикальном направлении.

Из-за малых линейных скоростей фильтрации воды (3 5)-10 7 м/с потери на трение оказываются исчезающе малыми, и, следовательно, общие объемы внедрившейся воды должны незначительно зависеть от коэффициента проницаемости и при прочих равных условиях (давлениях на поверхности первоначального ГВК, объема растворенного в воде газа и др.) в основном определяться толщиной водоносного слоя. Последнее обстоятельство облегчает достоверность прогнозного моделирования, так как представления о толщине водоносного горизонта бывают более обоснованными, чем о средней проницаемости в вертикальном направлении при чередовании хорошо и плохо проницаемых пропластков.

6.4.4

МОДЕЛИРОВАНИЕ МАКРОНЕОДНОРОДНОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ СЕНОМАНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

Продуктивные пласты и водоносные горизонты сеноманских отложений представляют собой массивы проницаемых песчаников и алевролитов, внутри которых примерно в горизонтальном направлении размещаются прерывистые непроницаемые прослои. При фильтрации подошвенной воды из глубины водоносного горизонта в газонасыщенную часть пласта вода обходит непроницаемые включения и, если размеры непроницаемых пропластков вдоль напластования велики (десятки и сотни метров), то при обходе их создается значительное дополнительное сопротивление. Учесть это дополнительное сопротивление можно введением псевдопроницаемости в вертикальном направлении, значительно меньшей, чем реальная проницаемость в этом направлении для проницаемых песчаников и алевролитов.

Получить представление об этой псевдопроницаемости можно путем построения некоторой модели неоднородности коллектора, которая бы отражала самые существенные ее характеристики.

Далее описывается построение одного из вариантов такой модели. Неоднородность моделируется системой чередующихся непроницаемых слоев (на рис. 6.67 они показаны штриховкой), причем один непроницаемый слой представляет собой сплошную пластину с круговыми отверстиями, а другой - состоит из отдельных непроницаемых дисков. Незаштрихованные объемы между слоями заполнены проницаемыми породами.

Чередуясь в зеркальном отображении, эти пары непроницаемых слоев с проницаемыми между ними породами образуют весь массив коллектора.

При принятой модели неоднородности можно получить следующую формулу для отношения потерь давления при наличии непроницаемых участков к потерям давления при их отсутствии:

575

Рис. 6.67. Модель неоднородного пласта-коллектора

Х+ lk^~x)Fl -In 2nklX(l-x)hi

(i + Ji-х)

A

где г) - песчанистость пласта; % - доля “литологических окон” на геологическом срезе; kE я kT - проницаемость пласта по керну в вертикальном и горизонтальном направлениях соответственно; F{ - средняя площадь проницаемых участков; h2 — средняя толщина этих участков.

Сделаем оценку коэффициента % - увеличения потерь на трение при фильтрации в вертикальном направлении для коллекторов сеноманских отложений (месторождения Медвежье, Уренгойское, Ямбургское).

Этот же коэффициент % показывает, во сколько раз необходимо уменьшить вертикальную проницаемость, чтобы получить то же сопротивление при фильтрации для масштабов одномерной вертикальной фильтрации, превосходящих масштаб средней площади проницаемых участков F, и ее средней толщины h2.

Для расчета приняты следующие исходные данные:

г) = 0,7; х = 0Д5; kB/kT = 0,5; Fl = 3102 м2; h2 = 6,6 м.

Площадь Fl и толщина h2 приняты по исследованиям СЕ. Ершова [8].

Для принятых данных ^ = 171.

Если положить kB/kT = 0,77, то значение % = 260.

Следовательно, если средняя проницаемость в горизонтальном направ-

лении для сеноманских коллекторов равна 0,6-1СГ12 м2 (600 мД), то при kB/kT = 0,5 вертикальная проницаемость равна 0,3-10 12 м2 (300 мД), а “псевдопроницаемость” в том же направлении (300/171)-10 15 м2 = 1,75х х10~15 м2 (1,75 мД), для kB/kT = 0,77 вертикальная “псевдопроницаемость” будет равна 1,78-10~15 м2 (1,78 мД).

Так как в обводненной части пласта остаточная газонасыщенность изменяется от 0,25 до 0,40, то при расчетах фильтрации как воды, так и закачиваемого азота в последующем использовались фазовые проницаемости, на значения которых умножались полученные абсолютные псевдопроницаемости.

6.4.5

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ОБВОДНЕНИЯ СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ

МЕСТОРОЖДЕНИЯ МЕДВЕЖЬЕ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МОДЕЛИ,

УЧИТЫВАЮЩЕЙ ВЫДЕЛЕНИЕ ИЗ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ

РАСТВОРЕННОГО ГАЗА

Используя описанную выше модель фильтрации подошвенных вод в газовую залежь, учитывающую выделение растворенного газа, и оценку псевдопроницаемости в вертикальном направлении, полученную в предыдущем разделе, можно предложить следующую схему прогнозирования обводнения сеноманской залежи.

1. С использованием выведенного нелинейного уравнения, описывающего фильтрацию воды с выделяющимся из нее газом, в которое введено значение вертикальной псевдопроницаемости, для характеристик конкретного месторождения рассчитывается таблица суммарных объемов пластовой воды (в м3), профильтровавшейся через один квадратный метр поверхности первоначального газоводяного контакта в зависимости от изменения пластового давления на контакте. Таблица рассчитывается для давлений на контакте в диапазоне от начального до давления в момент завершения разработки.

2. Используя данные рассчитанной таблицы, прогнозные значения изменения пластового давления и площади отдельных участков поверхности первоначального газоводяного контакта, нетрудно определить общие объемы пластовой воды, внедрившейся в залежь. Многочисленные расчеты по модели показали, что объемы внедряющейся воды в основном зависят от пластового давления на первоначальном газоводяном контакте и весьма незначительно от темпа изменения этого давления (в тех диапазонах темпа, которые существуют в реально разрабатываемых месторождениях).

Далее был сделан прогноз внедрения подошвенной воды в продуктивную залежь месторождения Медвежье на 01.01.95.

Дата, на которую проведена оценка, объясняется наличием в “Проекте разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения на поздней стадии эксплуатации”, выполненном институтом ТюменНИИгипрогаз, карты изобар и подъема ГВК на 01.01.95. На карту изобар были нанесены линии равного подъема ГВК. Это позволило в любой точке первоначальной поверхности ГВК найти давление на дату составления обеих карт путем сложения пластового давления по карте изобар и давления столба воды поднявшегося ГВК.

ТАБЛИЦА 6.14 Объемы внедрившейся подошвенной воды по зонам УКПГ месторождения Медвежье (млн. м3)

На 01.01.95

Номер УКПГ

Данные Тю-менНИИ-гипрогаза

Расчет по

методике

настоящей

работы

На 01.01.96

По данным

НТЦ ООО

“Надымгаз-

пром"

Прогноз на конец 2010 г.

Расчет по ТюменНИИ- методике

гипрогаз настоящей

работы

2
375
496
397
749
1016

3
555
268
310
853
370

1
450
370
404
1233
1047

4
655
367
495
1323
965

5
185
507
233
486
1220

6
340
240
208
643
701

7
170
288
166
428
758

Итого
2730
2479
2213
5715
6077

Зону каждого УКПГ разделили на несколько подзон, в каждой из которых без больших погрешностей можно было использовать среднее давление на поверхности первоначального ГВК. По среднему давлению для каждой подзоны находили объем профильтровавшейся пластовой воды в м3/м2, который умножали на площадь соответствующей подзоны. Эту операцию проводили по каждой подзоне и затем все результаты суммировали, давая общий приток по УКПГ. Общий объем внедрившейся воды по зонам УКПГ 1-7 оказался на 20 % меньше, чем объем, определенный на ту же дату (01.01.95) в указанном выше “Проекте...”.

Учитывая ту минимальную фактическую информацию о строении и физических свойствах водоносного горизонта, которая была использована для оценки вертикальной псевдопроницаемости, решено было провести адаптацию модели по данным фактического обводнения месторождения.

Такая адаптация была осуществлена по данным "Проекта...” ТюменНИИ-гипрогаза на 01.01.95. Результаты расчетов по адаптированной модели приведены в табл. 6.14. Оказалось, что лучшее совпадение расчетных и фактических данных дает значение вертикальной псевдопроницаемости, равное 3,5-10 15 м2. Для этого значения построен график суммарного объема пластовой воды, профильтровавшейся через 1 м2 поверхности первоначального ГВК в зависимости от пластового давления (рис. 6.68). График использовался при расчете данных табл. 6.14.

Следует отметить, что так называемые “фактические” данные об объемах внедрившейся воды приводятся авторами “Проекта...” без оценки погрешности, с которой они определены и которая может быть весьма значительной при построении карт подъема ГВК, так как прямые измерения

Рис. 6.68. Зависимость суммарного объема пластовой воды, профильтровавшейся через 1 м2 поверхности первоначального ГВК месторождения Медвежье, от пластового давления на этой поверхности (толщина водоносного слоя 1500 м)

ТАБЛИЦА 6.15

Объемы внедрившейся подошвенной воды по укрупненным зонам из нескольких соседних зон УКПГ месторождения Медвежье

На 01.01.95
На 01.01.96
Прогноз на
конец 2010 г.

Номер УКПГ
Данные Тю-менНИИ-гипрогаза
Расчет по
методике
настоящей
работы
По данным
НТЦ ООО
“Надымгаз-
пром"
ТюменНИИ-гипрогаз
Расчет по
методике
настоящей
работы

2+3
1+4 + 5
6 + 7
Итого 2
930 1290
510 2730
767 1244
528 2539
707 1132
374 2213
1602 3042 1071 5715
1386 3232 1459 6077

справедливы только для меньшей части площади месторождения, а приток подошвенных вод зависит от падения давления по всей площади и от размеров этой площади.

В справедливости этого замечания можно убедиться, сопоставив данные об объемах внедрившейся воды на более позднюю дату (01.01.96), представленные НТЦ ООО “Надымгазпром" и приведенные также в табл. 6.14. Эти объемы значительно меньше проектных.

Чтобы не завышать прогнозных объемов на конец 2010 г., для адаптации примененной модели была принята псевдопроницаемость, которая дает общие объемы притока пластовых вод на 01.01.95 меньше приведенных в проекте (см. табл. 6.14).

Несовпадение объемов притока в зоны отдельных УКПГ по данным проекта, НТЦ и настоящей работы объясняется двумя причинами:

1) границы зон УКПГ выделяются условно и не согласованы между авторами отдельных работ;

2) существуют перетоки внедряющихся вод между соседними зонами.

Различия в объемах становятся относительно меньшими, если их суммировать по нескольким соседним зонам УКПГ (табл. 6.15). При этом ликвидируются несоответствия за счет неопределенности границ и частично -за счет перетоков.

Прогноз на конец 2010 г. показывает, что к этому времени общий объем внедрившейся воды по семи первым УКПГ составит 6077 млн. м3, что в 2,45 раза больше объема на 01.01.95 г. (по данным “Проекта...” - внедрится 5715 млн. м3).

К этому времени УКПГ-6 и УКПГ-7 полностью обводнятся. При этом пластовое давление на кровле зоны УКПГ-6 будет равно 0,94 МПа, зоны УКПГ-7 - 1,4 МПа, в зонах остальных УКПГ давление около 2 МПа и более.

На конец 2010 г. в семи первых УКПГ при остаточной газонасыщенности 0,25 обводненная зона займет около 83 % первоначального газонасыщенного объема.

Используя график (см. рис. 6.68), нетрудно оценить, что УКПГ-1, 2, 3, 4 и 5 не удастся эксплуатировать даже до 1 МПа пластового давления, так как при этом давлении прогнозируемый объем внедрившейся воды оказывается больше оставшегося необводненного газонасыщенного объема.

Расчеты по предлагаемой методике показывают, что используемая в настоящее время для прогнозирования обводнения линейная интерполяция су-

ществующих темпов обводнения дает заниженные результаты, так как темпы обводнения при давлениях ниже 3 МПа существенно возрастут. По этой причине, в частности, для первых семи УКПГ месторождения Медвежье произойдет полное заводнение газонасыщенного объема при давлении, несколько большем 1 МПа, если принять остаточную газонасыщенность равной 0,25.

6.4.6

ОСНОВНЫЕ ПРОЕКТНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ МЕДВЕЖЬЕ

По “Проекту разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения на поздней стадии эксплуатации”, выполненному институтом Тюмен-НИИгипрогаз в 1995 г., разработка месторождения завершится в 2010 г. при промышленном коэффициенте газоотдачи 90,2 %.

В обводненном объеме при коэффициенте остаточной газонасыщенности (принятом равным 0,25) останется 38 % газа в свободном объеме, или 60 % остаточных запасов пластового газа.

Остаточный свободный газ предлагается использовать для производства метанола, обрабатывая метан перегретым паром при высоких давлении и температуре.

При ежегодной добыче 4-5 млрд. м3 остаточного газа можно будет получать 600-700 тыс. т метанола.

В табл. 6.16 приводятся некоторые технологические показатели по УКПГ и месторождению в целом.

Принята следующая годовая добыча газа по месторождению на завершающей стадии по проекту:

1996 г............... 47,8 млрд. м3

2000 г............... 34,8 млрд. м3

2005 г............... 15,2 млрд. м3

2010 г............... 7,6 млрд. м3

На 01.01.95 в продуктивные отложения внедрилось 3412 млн. м3 воды, что составляет 29,7 % начального порового объема (с учетом остаточной газонасыщенности, равной 0,25), в том числе:

в южную часть (УКПГ-2, 3, 1, 4) - 2035 млн. м3 (51 %);

в центральную часть (УКПГ-5, 6, 7, 8, 8а) - 937,4 млн. м3 (28 %);

в Ныдинскую площадь (УКПГ-9) - 440 млн. м3 (22 %).

Из месторождения отобрано 68,9 % от начальных геологических запасов. Среднее пластовое давление упало до 4,76 МПа, наиболее низкие пластовые давления в зонах УКПГ-6, 7 (3,98-4,25 МПа).

По геологическому отчету за 1996 г., на месторождении из 340 скважин действующего эксплуатационного фонда более 70 относятся к самозадавли-вающимся скважинам, эксплуатирующимся с периодическими продувками стволов.

По прогнозу, который сделан в проекте доразработки, с 1995 по 2010 г. на месторождении ежегодно будут работать с водопроявлениями 100 170 скважин, являющихся потенциальными объектами для капитального ремонта, а точнее, которые необходимо будет обязательно ремонтировать.

580

ТАБЛИЦА 6.16

Некоторые технологические показатели разработки месторождения Медвежье

Показатели
УКПГ
В целом по месторождению

2
3
1
4
5
6
7
8
8а
9

Год окончания разработки
Промышленный коэффициент газоотдачн,
%
Остаточные запасы газа на конец периода
подачи газа в магистральный газопровод, %
запасов
В том числе:
количество защемленного газа в обводненном объеме
количество газа в свободном состоянии Процент обводнения зоны УКПГ на конец периода подачи газа в магистральный газопровод
Среднее пластовое давление на конец периода подачи газа в магистральный газопровод, МПа
2006 89,2
0,91
0,45
0,46 66,5
2,69
2010 89
1,00
0,59
0,41 80,9
3,80
2004 90,8
1,16
0,60
0,56 70,03
2,54
2003 89,3
1,32
0,63
0,69 73,09
2,80
2010 91,0
0,76
0,23
0,53 49
1,67
2001 90,5
0,65
0,24
0,41 57,3
2,26
2008 92,7
0,50
0,16
0,34 50,44
1,50
2010 90,9
0,81
0,23
0,58 46,2
1,75
2010 88,1
0,52
0,16
0,36 49,7
1,92
2010 89,7
2,17
0,51
1,66 39,0
1,72
2010 90,2
9,8
3,8
6,0 56,2
1,96

6.4.7

кДлуЦнзхЦ ийдДбДнЦга икаеЦзЦзаь нЦпзйгйЙаа

кДбкДЕйнда еЦлнйкйЬСЦзаь еЦСЗЦЬъЦ

л бДдДудйв ДбйнД З игДлн

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЙ УЧАСТОК

Прогноз добычи низконапорного газа на завершающей стадии разработки и оценка промышленной и конечной газоотдачи проводились на сеточной модели, учитывающей двухмерную фильтрацию газа в неоднородной пористой среде и двухмерную стационарную фильтрацию жидкости в водоносной зоне пласта.

Количественная оценка вытеснения газа в свободном состоянии и защемленного из обводненной зоны пласта контрагентом (азотом) при снижающемся пластовом давлении проводилась в приближенной постановке для условий однофазной фильтрации на базе балансовых соотношений. Количественные характеристики вытеснения метана азотом взяты из экспериментальных исследований, изложенных в разделе 6.4.1.

Расчеты проведены на примере условно выделенного экспериментального участка месторождения Медвежье. Полученные количественные соотношения в процентах перенесены с экспериментального участка на все месторождение, в предположении адекватности рассматриваемого процесса для извлечения остаточных запасов низконапорного газа (при пластовом давлении ниже 5 МПа) на заключительной стадии разработки.

Сеточная модель газовой области экспериментального участка имела переменные фильтрационно-емкостные параметры по площади со следующими характеристиками:

Начальные геологические запасы......................... Огеол зап> млрд. м3

Начальный газонасыщенный поровый объем пласта ................................................................. Vra30Hac, млн. м3

Термобарические условия:

начальное пластовое давление......................... 11,57 МПа

начальная пластовая температура..................... 27 °С (300 К)

коэффициент сверхсжимаемости газа................ 0,960

Объемный коэффициент газа (FVF)..................... 0,0086 м3/м3

Газонасыщенность:

начальная.................................................... 0,75 (а0)

остаточная................................................... 0,25 (аосг)

Условные границы выделенного участка принимались непроницаемыми.

Сеточная модель водоносной области имела аналогичные границы, соответствующие газовой части залежи, и характеризовалась переменными фильтрационно-емкостными параметрами по площади. На ее границах задавалась функция притока воды, полученная из общего решения уравнения Ван-Эвердингена и Херста (стационарный приток воды к укрупненной скважине).

На сеточной модели экспериментального участка были заданы 63 скважины с фактическими дебитами и рассмотрены две технологии доразра-ботки.

ТРАДИЦИОННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ДОРАЗРАБОТКИ НА “ИСТОЩЕНИЕ”

На начало расчетов принимались следующие основные технологические показатели разработки:

Суммарный отбор газа из пласта <Зге0ЛЗап> млрд.м3........ 0,645

(64,5 % от начальных геологичес-

Среднее пластовое давление по залежи, МПа . Поровый объем пласта, занятый водой Vra30Hac,

Остаточные млрд. м3.....

запасы низконапорного газа, Q

геол.зал

ких запасов)

4,97

0,131

(13,1 % от начального порового

объема)

0,335

(35,5 % от начальных геологических запасов) В том числе:

объем защемленного газа (аост = 0,25+0,4), О,геолзал>

млрд. м3........................................................... 0,021

Прогнозные расчеты добычи низконапорного газа проведены на 20 лет (рис. 6.69). Структура остаточных запасов низконапорного газа во времени, включая защемленный газ, показана на рис. 6.70. Как видно, объем защемленного газа в пласте возрастает с 0,021 (1-й год прогноза) до 0,065 QreM3an (20-й год прогноза).

Промышленная газоотдача получена при условии модернизации компрессорных агрегатов ДКС и их переобвязки в три ступени, обеспечивающие минимальное давление на приеме 0,5 МПа. При этих условиях прогнозный период доразработки с обеспечением подачи газа в магистральный газопровод составляет 18 лет. Суммарная добыча газа - 91,7 % от начальных геологических запасов (см. рис. 6.69).

Далее доразработка пласта продолжается с использованием низконапорного газа на местные нужды.

Конечная газоотдача получена при условии подъема ГВК в зоне (эксплуатации) расположения скважин до 50 м. При этих условиях предпо-

Рис. 6.69. Добьиа низконапорного газа по традиционной технологии на режиме истощения

Коэффициент газоотдачи на даль-дальний транспорт................. 91,70 %

Конечное пластовое давление, МПа:

в зоне эксплуатации............. 0,85

среднее по залежи............... 1,7

Давление на устье, МПа.......... 0,50

Давление на входе в ДКС, МПа 0,49

Период доразработки, лет......... 18

Коэффициент конечной газоотдачи, %.................................. 93,50

Пластовое давление забрасывания, МПа:

в зоне дренирования............. 0,3

среднее по залежи................

Давление на устье, МПа . Период доразработки, лет

1

0,44

20

Рис. 6.70. Динамика структуры остаточных запасов низконапорното газа в процессе разработки участка.

EtA: 1 - At"Al TA11 ° Ё „tA, 2 - 0,0 Obi ° Ё „tA

лагается, что все эксплуатационные скважины (расположенные в максимальной изопахите 50 и меньше) будут обводнены и разработка месторождения закончена.

По расчетам к этому времени (20-й год прогноза) пластовое давление в зоне эксплуатации составит около 0,3 МПа, а среднее по залежи ~1 МПа.

Суммарная добыча газа из пласта за полный срок разработки (с учетом прогноза) составит 93,5 % от начальных геологических запасов (см. рис. 6.69).

Неизвлекаемые запасы газа (защемленный газ) составят в целом по экспериментальному участку (см. рис. 6.70) 6,5 % от начальных геологических запасов, в том числе:

В обводненной зоне пласта (аост = 0,25+0,4)..... 5,85 % от начальных геологических запасов

В свободном состоянии (а0 = 0,75)................. 0,65 % от начальных геологических запасов

РЕКОМЕНДУЕМАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ДОРАЗРАБОТКИ С ЗАКАЧКОЙ АЗОТА В ПЛАСТ

Физическая сущность предлагаемой технологии заключается в более эффективной доразработке на “истощение”, благодаря вытеснению как защемленного газа, так и свободного низконапорного газа. Закачиваемый в пласт азот обладает вязкостью на два порядка меньшей вязкости воды. Поэтому при наличии дополнительного градиента давления, создаваемого нагнетанием азота, этот флюид движется по фильтрационным каналам, где, с одной стороны, выше абсолютная проницаемость пористой среды, а с другой - выше содержание защемленного газа, имеющего, как и азот, существенно меньшую вязкость по сравнению с водой. При этом также повышается эффективность отбора низконапорного газа в свободном состоянии (см. раздел 6.4.1).

На начало закачки азота в пласт суммарный отбор газа из пласта принимался таким же, как и при традиционной технологии доразработки на “истощение” (64,5 % от начальных геологических запасов). Соответственно остаточные запасы низконапорного газа (при пластовом давлении 5 МПа) составляли 35,5 % от начальных геологических запасов, в том числе объем защемленного газа (аост = 0,25+0,4) - 0,021 QreM3an-

Прогнозные расчеты добычи низконапорного газа проведены при аналогичных годовых отборах газа, но с одновременной закачкой в пласт азота в течение первых 13 лет доразработки на "истощение”. Затем закачка азота в пласт прекращалась, и расчеты продолжались до полного обводнения залежи.

Объемы закачки азота в пласт (суточные) через 10 скважин при снижающемся пластовом давлении показаны в табл. 6.17.

По балансовым соотношениям для условий однофазной фильтрации при снижающемся пластовом давлении рассчитаны:

динамика прокачки через обводненный пласт азота (табл. 6.18);

динамика извлечения защемленного газа из обводненного объема пласта (табл. 6.19);

динамика остаточных объемов защемленного газа на период прокачки азотом обводненной зоны пласта (табл. 6.20 и рис. 6.71);

динамика остаточных объемов свободного низконапорного газа в период закачки азота в пласт (табл. 6.21 и рис. 6.72);

585

ТАБЛИЦА 6.17

Параметры работы нагнетательных скважин

Годы закачки азота в пласт
Давление, МПа
Репрессия на пласт, МПа
Средний дебит нагнетания, тыс. м^/сут

пластовое
нагнетания

1 2 3 4 5 6 7 8-13
4,97 4,68 4,22 3,92 3,63 3,43 3,14 2,94-2,35
5,88 5,69 5,39 4,90 4,71 4,41 4,22 3,92-3,14
0,69 0,70 0,71 0,73 0,78 0,92 0,98 0,98
100 150 200 250 280 600 320 350

ТАБЛИЦА 6.18

Динамика прокачки обводненного объема пласта азотом

Пласто-

Обводнение залежи
Закачка азота в
пласт
Объем нагнетания

поровый объем

поровый объем

Годы
вое давление, МПа
FVF,
м3/м3
%
пласта, водой,
а0 =
—— 0 /1
занятый млн. м3
годовая, млн. м3
пласта, азотом,
годовой
занятый млн. м3
азота в обводненную зону пласта, объем пор*

= 0,25
суммарный

1
4,97
0,0200
13,1
316,6
105,5
360
7,2
7,2
0,07(0,13)

2
4,59
0,0217
14,4
348,0
116,0
540
11,7
18,9
0,16(0,30)

3
4,24
0,0235
15,6
377,0
125,6
720
16,9
35,8
0,29(0,46)

4
3,92
0,0254
16,9
408,4
136,1
900
22,9
58,7
0,43(0,55)

5
3,63
0,0275
18,1
437,4
145,8
1000
27,5
86,2
0,59(0,60)

6
3,36
0,0296
19,3
466,4
155,5
1100
32,6
118,8
0,76(0,60)

7
3,14
0,0318
20,5
495,4
165,1
1150
36,6
155,4
0,94(0,60)

8
2,94
0,0339
21,7
524,4
174,8
1250
42,4
197,8
1,13(0,60)

9
2,75
0,0361
22,9
553,4
184,5
1250
45,1
242,9
1,34(0,60)

10
2,60
0,0383
24,1
582,4
194,1
1250
47,9
290,8
1,50(0,60)

11
2,46
0,0404
25,2
609,0
203,0
1250
50,5
341,3
1,68(0,60)

12
2,33
0,0426
26,3
635,6
211,8
1250
53,3
394,6
1,86(0,60)

13
2,23
0,0447 5ках - ко
27,5 эффицие
664,6 it извлеч
221,5 ения защ
1250 гмленного
55,9 газа (эк
450,5 сперимеш
2,00(0,60) альные дан-

ные
* В ско

динамика удельного расхода азота на добычу низконапорного газа в период закачки азота (табл. 6.22).

Из анализа расчетов следует, что на конец 13-го года закачки азота в пласт при принятой стратегии добычи низконапорного газа:

обводненный поровый объем пласта (27,5 % от начального порового объема) промывается азотом дважды (см. табл. 6.18);

суммарный остаточный объем защемленного газа снижается на 60 % (см. табл. 6.20 и рис. 6.71), т.е. 60 % ранее защемленного газа переводится в свободное состояние и может быть добыто в процессе дальнейшей доразработки (см. табл. 6.19);

суммарные остаточные объемы свободного низконапорного газа (без защемленного) возрастают приблизительно в 2 раза (см. табл. 6.21 и рис. 6.72), однако содержание азота в этом объеме достигает 13 %.

Таким образом, эффективность доразработки пласта по сравнению с

586

Годы

ТАБЛИЦА 6.19

Динамика извлечения защемленного газа из обводненного объема пласта при прокачке азотом

Годовая закачка азота в пласт, млн. м3

Коэффициент извлечения защемленного газа

1
360
0,13

2
540
0,30

3
720
0,46

4
900
0,55

5
1 000
0,60

6
1 100
0,60

7
1 150
0,60

8
1 250
0,60

9
1 250
0,60

10
1 250
0,60

И
1 250
0,60

12
1 250
0,60

13
1 250
0,60

Всего
13 270
—

Объем свободного газа, млн. м3

годовой

защемленный газ, переведенный в свободное
состояние
азот

47
313

162
378

331
389

495
405

600
400

660
440

690
460

750
500

750
500

750
500

750
500

750
750

750
750

7 485
5 785

суммарный

защемленный газ, переведенный в свободное состояние

47
313

209
691

540
1 080

1 035
1 485

1 635
1 885

2 295
2 325

2 985
2 785

3 735
3 285

4 485
3 785

5 235
4 285

5 985
4 785

6 735
5 285

7 485
5 785

—
—

ТАБЛИЦА 6.20

Динамика остаточных объемов защемленного газа в период прокачки азотом обводненной зоны пласта

Объемы защемленного газа, млрд. м3

в период закачки азота в пласт

Годы
до закачки

азота в

пласт

1
5,9

2
6,5

3
7,0

4
7,6

5
8,1

6
8,7

7
9,3

защемленный газ, переведенный в свободное состояние

собственно защемленный

0,0 0,2 0,5 1,0 1,6 2,3 3,0

5,9 6,3 6,5 6,6 6,5 6,4 6,3

Годы
до закачки

азота в

пласт

8
9,8

9
10,4

10
11,0

И
11,5

12
12,1

13
12,6

цемленного газа, млрд. м3

в период закачки азота

в пласт

защемленный газ, переведенный в свободное сос-
собственно защемленный

тояние

3,7
6,1

4,5
5,9

5,3
5,7

6,0
5,5

6,7
5,4

7,5
5,1

традиционной разработкой на “истощение” повышается. Период подачи газа в магистральный газопровод увеличивается на 5 лет, а полный срок разработки пласта - на 7 лет (рис. 6.73).

Промышленная газоотдача увеличивается с 91,7 до 95,5 %, т.е. на 3,8 % от начальных геологических запасов газа.

Конечная газоотдача увеличивается с 93,5 до 97,4 %, т.е. на 3,9 % от начальных геологических запасов газа.

Неизвлекаемые запасы газа (защемленный) в целом по экспериментальному участку снижаются с 6,5 % от начальных геологических запасов газа до 2,6 % от начальных геологических запасов, в том числе:

азот

587

ёЁб. 6.71. NEIJIEft 60U$UO~I б -AIO , A$AIIAIl6„6 „tkt. - разработка с закачкой азота, 2 - разработка без закачки азота

Рис. 6.72. Динамика остаточных объемов свободного газа (а) и содержание азота в свободном

газе (б): 1 - разработка с закачкой азота, 2 - разработка без закачки азота

ТАБЛИЦА 6.21

Динамика остаточных объемов свободного низконапорного газа в период закачки азота в пласт

Годы
Текущие
запасы газа, млрд. м3
Остаточные объемы низконапорного газа закачки азота в пласт, млрд. м3
в период

до закачки азота в
суммарная закачка
всего в период закачки
защемленный
Свободный газ

В том числе




% азота

пласт
азота в пласт
азота в пласт
газ
Всего
метан
азот
в свободном газе

1
100,0
0,36
100,4
5,9
94,5
94,2
0,3
0,3

2
90,2
0,90
91,1
6,3
84,8
84,1
0,7
0,8

3
81,8
1,60
83,4
6,5
77,0
75,9
1,1
1,4

4
74,2
2,50
76,7
6,6
70,2
68,7
1,5
2,1

5
67,4
3,50
70,9
6,5
64,5
62,6
1,9
2,9

6
61,5
4,60
66,1
6,4
59,7
57,4
2,3
3,9

7
56,2
5,80
62,0
6,3
55,7
52,9
2,8
5,0

8
51,7
7,00
58,7
6,1
52,7
49,4
3,3
6,2

9
47,8
8,30
56,1
5,9
50,2
46,4
3,8
7,6

10
44,4
9,50
53,9
5,7
48,2
44,0
4,3
8,9

11
41,3
10,80
52,1
5,5
46,6
41,8
4,8
10,3

12
38,8
12,00
50,8
5,4
45,5
41,2
5,3
11,6

13
36,3
13,30
49,6
5,1
44,5
38,7
5,8
13,0

в обводненной зоне пласта (аост = 0,25+0,4) с 5,85 до 2,4 % от начальных геологических запасов;

в свободном состоянии (а0 = 0,75) с 0,65 до 0,2 % от начальных геологических запасов.

Сводные технологические показатели разработки экспериментального участка приведены в табл. 6.23.

Сопоставление технологий добычи низконапорного газа (традиционной и с закачкой азота в пласт)

Проведенные расчеты добычи низконапорного газа для экспериментального участка на завершающей стадии разработки по традиционной технологии на истощение и по рекомендуемой технологии с закачкой азота в пласт позволяют сопоставить количественные результаты добычи низконапорного газа и оценить технологическую эффективность рекомендуемой технологии.

Результаты сравнения приведены в табл. 6.24.

Проведенный анализ показывает, что рекомендуемая технология добычи низконапорного газа с закачкой азота в пласт по сравнению с традиционной технологией доразработки на “истощение” позволяет:

продлить период

подачи газа в магистральный газопровод - на 5 лет;

доразработки - на 7 лет;

увеличить газоотдачу

на дальний транспорт - на 3,8 % от начальных геологических запасов;

конечную - на 3,9 % от начальных геологических запасов;

достичь газоотдачи

на дальний транспорт - 95,5 % от начальных геологических запасов;

конечной - 97,4 % от начальных геологических запасов;

590

ТАБЛИЦА 6.22

Динамика удельного расхода азота на добычу низконапорного газа в период закачки (1-13 годы)

Годы
Суммарный объем закачки азота, млрд. м3
Удельный расход азота на дополнительную добычу газа, м3/м3

защемленного газа, переведенного в свободное состояние
свободного (без защемленного газа, переведенного в свободное состояние)
свободного и защемленного газа, переведенного в свободное состояние

объем, млрд. м3
дополн. добыча, млрд. м3
удельный расход
объем, млрд. м3
дополн. добыча, млрд. м3
удельный расход
объем, млрд. м3
дополн. добыча, млрд. м3
удельный расход

без закачки
N2
с закачкой
N2
без закачки
N2
с закачкой
N2
без закачки
N2
с закачкой
N2

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
0,36
0,90
1,60
2,50
3,50
4,60
5,80
7,00
8,30
9,50
10,80
12,00
13,30
5,9 6,5 7,0 7,6 8,1 8,7 9,3 9,8 10,4 11,0 11,5 12,1 12,6
5,9 6,3 6,5 6,6 6,5 6,4 6,3 6,1 5,9 5,7 5,5 5,4 5,1
0,0 0,2 0,5 1,0 1,6 2,3 3,0 3,7 4,5 5,3 6,0 6,7 7,5
0,0 4,5 3,2 2,5 2,2 2,0 1,9 1,9 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8
94,1 83,7 74,8 66,6 59,3 52,8 46,9 41,9 37,4 33,4 29,8 26,7 23,7
94,5 84,8 77,0 70,2 64,5 59,7 55,7 52,7 50,2 48,2 46,6 45,5 44,5
0,4 1,1 2,2 3,6 5,2 6,9 8,8 10,8 12,8 14,8 16
18,8 20,8
1,0 0,8 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6
100,0 90,2 81,8 74,2 67,4 61,5 56,2 51,7 47,8 44,4 41,3 38,8 36,3
100,4 91,1 83,4 76,7 70,9 66,1 62,0 58,7 56,1 53,9 52,1 50,8 49,6
0,4 0,9 1,6 2,5 3,5 4,6 5,8 7,0 8,3 9,5 10,8 12,0 13,3
1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0

Рис. 6.73. Добьиа низконапорного газа.

Коэффициент газоотдачи на дальний транспорт, % Конечное пластовое давние, МПа:

в зоне дренирования...

среднее по залежи.....

Давление на устье, МПа Давление на входе в ДКС,

МПа...........................

Период доразработки, лет

91,7*

0,83 1,68 0,50

0,49 18

95,5™

0,82 1,67 0,50

0,49 23

Коэффициент конечной газоотдачи .............................

Пластовое давление, забрасывания, МПа:

в зоне дренирования.......

среднее по залежи..........

Давление на устье, МПа Период доразработки, лет...

93,5*

Традиционная технология разработки на “истощение". Рекомендуемая технология разработки (с закачкой азота в пласт).

97,4™

0,29
0,28

0,96
0,93

0,44
0,41

20
27

ТАБЛИЦА 6.23 Сводные технологические показатели разработки (экспериментальный участок)

Номер п/п

1 2

Показатели

Начальные геологические запасы газа Суммарный отбор газа на начало закачки азота в пласт

Остаточные запасы низконапорного газа (при пластовом давлении ниже 5 МПа) Период закачки азота в пласт Снижение пластового давления в период закачки азота в пласт:

1-й год

13-й год Суммарный объем закачки азота в пласт Число нагнетательных скважин Параметры работы нагнетательных скважин:

средний дебит нагнетания

репрессия на пласт

давление нагнетания Добыча трудноизвлекаемых остаточных запасов низконапорного газа (с использованием новой технологии) В том числе:

за период закачки азота в пласт(1+13-й

год)

за период доразработки (14+27-й год)

Единица изме-
Значение

рения

млрд. м3
281,0

млрд. м3
181,0

% от запасов
64,5

млрд. м3
100,0

% от запасов
95,5

лет
13

МПа

5

2,4

млрд. м3
13,3

ед.
10

тыс. м3/сут
100+350

МПа
0,7-1

МПа
5,38-3,14

млрд. м3
92,6

% от запасов
33,0

млрд. м3
64,1

% от запасов
22,8

млрд. м3
28,5

% от запасов
10,2

3

9

592

ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 6.23

Номер п/п

10

Показатели

Единица измерения

11

12

13 14

15 16

17

Содержание азота в добываемом низконапорном газе:

в период закачки азота в пласт (1+13-й

год)

в период доразработки (14+27-й год)

Газоотдача:

на дальний транспорт: без закачки азота в пласт

с закачкой азота в пласт

конечная: без закачки азота в пласт

с закачкой азота в пласт

Конечное пластовое давление на дальний транспорт газа:

в зоне эксплуатации

среднее по залежи Давление на устье Давление на входе в ДКС Пластовое давление забрасывания:

в зоне эксплуатации

среднее по залежи Давление на устье

Увеличение газоотдачи за счет закачки азота в пласт:

на дальний транспорт

конечной

Продление периода:

подачи газа на дальний транспорт

доразработки пласта Остаточные объемы защемленного газа

без закачки азота в пласт,

том числе:

обводненной зоне пласта (аост =

О /S-i-(| A )

свободном состоянии (а0 = 0,75)

с закачкой азота в пласт,

том числе:

в обводненной зоне пласта (аост =

—— 0 /S-i-(| A )

в свободном состоянии (а0 = 0,75)

Удельный расход азота на добычу низконапорного газа:

в период закачки азота в пласт (1+13-й год):

0 % < N2 < 13,0 %

защемленного газа, переведенного в свободное состояние свободного газа (без защемленного, переведенного в свободное состояние) свободного газа (с защемленным, переведенным в свободное состояние) в период доразработки (14-27-й год) N2 = 13,0 % - const

% от запасов млрд. м3

МПа

МПа

% от запасов млрд. м3

% от запасов млрд. м3

м3/м3

Значение

0 < N < 13,0

N, = 13,0 (const)

91,7; 257,6 95,5; 268,3

93,5; 262,6 97,4; 273,6

0,82-0,83 1,67-1,68

0,5

0,49

0,28-0,29 0,93-0,96 0,41-0,44

3,8; 10,7 3,9; 11,0

5

7

6,5;

18,4

5,85;

16,6

0,65;

11,8

2,6;

7,4

2,4;

6,7

0,2;

0,7

4,5 (2-й год)-1,8 (19-й год)

1,0 (1-й год)-0,6 (13-й год)

1,0 (1-13-й год)

0,5

лет

593

ТАБЛИЦА 6.24

Сравнение технологий добычи низконапорного газа на завершающей стадии разработки месторождения Медвежье (экспериментальный участок)

Количественные результаты

Номер

п/п

Показатели

Начальные геологические запасы газа:

млрд. м3

% от запасов Суммарная добыча газа из пласта за период снижения пластового давления от начального до 5 МПа:

млрд. м3

% от запасов Остаточные запасы низконапорного газа:

млрд. м

% от запасов В том числе:

трудноизвлекаемые и требующие новых технологий доразработки:

млрд. м3

% от запасов Суммарная добыча низконапорного газа:

млрд. м3

% от запасов В том числе:

в период закачки азота в пласт

О % < N, < 13,0 %

млрд. м

% от запасов доразработка после прекращения закачки N2 = 13,0 % = const

млрд. м3

% от запасов Период доразработки, лет В том числе:

с закачкой азота в пласт

после прекращения закачки Газоотдача:

на дальний транспорт:

млрд. м3

% от запасов конечная:

млрд. м3

% от запасов Остаточные неизвлекаемые запасы низконапорного газа (защемленный):

млрд. м3

% от запасов

традиционная
рекомендуемая

технология до-
технология до-

бычи на “истощение”
бычи с закачкой азота в пласт

281,0
281,0

100,0
100,0

181,0 64,5
181,0 64,5

100,0 35,5
100,0 35,5

23,3 8,3
23,3 8,3

81,6 29,0
92,6 32,9

64,1

22,8

-
28,5

20
10,1
27

-
13

14

257,6
268,3

91,7
95,5

262,6
273,6

93,5
97,4

18,4
7,4

6,5
2,6

понизить неизвлекаемые запасы газа (защемленного) с 6,5 до 2,6 %; обеспечить стабильную работу промысла и ее инфраструктуры за счет продления периода занятости трудовых ресурсов на 7-10 лет.

3

4

6

7

6.4.8

ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ПИЛОТНОГО УЧАСТКА И ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ОПЫТНОЙ ЗАКАЧКИ АЗОТА

ОЦЕНКА ВЕЛИЧИН РЕПРЕССИЙ ПРИ ЗАКАЧКЕ АЗОТА В ОБВОДНЕННУЮ ЧАСТЬ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Для определения репрессий при закачке азота в обводненную часть продуктивного пласта была принята следующая схема расчета (рис. 6.74). В зоне вскрытой части пласта высотой h на глубину /г/2 по радиальному направлению происходит радиальная фильтрация, а затем с поверхности цилиндра высотой /г и радиусом /г/2, который приближенно заменяется шаром радиусом /г/2, сферическая фильтрация.

Предполагается, что пласт анизотропный. Абсолютная проницаемость в

Рис. 6.74. Схема расчета значений репрессии при закачке азота в обводненную часть продуктивного пласта

595

радиальном направлении равна средней проницаемости вдоль напластования kT, определенной по керну, умноженной на отношение (1- г))/(1 - %), где г) - “песчанистость” продуктивной зоны, % - доля “литологических окон" на геологическом срезе. Это отношение характеризует увеличение гидравлического сопротивления пласта в целом в направлении напластования за счет наличия в нем непроницаемых пропластков.

Абсолютную проницаемость в вертикальном направлении считают равной средней вертикальной проницаемости по керну kB, разделенной на величину Sj:

= 1 I 1 МЛ-Х) F{ ^

(1 + V2^x)/Vx

где F{ - средняя площадь “литологического окна" в продуктивном пласте; h2 - средняя толщина проницаемого пропластка в продуктивном пласте.

Так как фильтрация азота происходит через газонасыщенную зону, то абсолютные проницаемости умножаются на фазовую проницаемость коллектора для газа средней газонасыщенности обводненной зоны перед началом закачки азота. Разумеется, после прокачки через нее азота средняя газонасыщенность обводненной зоны может измениться в сторону возрастания, но при этом увеличится фазовая проницаемость для газа и для тех же расходов закачки уменьшится пластовая репрессия.

Таким образом, принятая схема будет давать верхние оценки значений репрессий, что является более правильным для обоснования технологических показателей закачки.

Если обозначить давление на цилиндрической поверхности с радиусом /г/2 через р*, давление на стенке скважины через рс, то для установившегося режима фильтрации азота перепад давлений

Р2-(р*)2

HWct Per* ^

In

h

<ik*rh TCT 2rc

Заменяя цилиндр высотой h и радиусом /г/2 на шар того же радиуса, можно для установившейся сферической фильтрации записать выражение для потерь давления между поверхностью сферы и плоскостью текущего ГВК для того же расхода QCT:

(р')2-р2 =

2 rWd Рст

iiik'h Ta

¦sja(h/2)2+(h/2)2 -\a{h/2)2 + {h/2+2H)2

Складывая формулы для радиального и сферического оттока, получаем выражение для расчета забойного давления:

Рс

р2+^

pCTTZ

як1\щ Та

, h l

2rc 2

/о+1 л/а+(1+4Я/А)2

где рт - давление на границе текущего ГВК; h - вскрытая толщина коллектора; Н - расстояние от середины вскрытой толщины до текущего ГВК; г, г - цилиндрические координаты; k* - среднее значение коэффициента проницаемости в радиальном направлении для газа в обводненной зоне, полученное как произведение абсолютного среднего значения этого коэффициента в том же на радиальном направлении для газа в обводненной зоне, полученное как произведение абсолютного среднего значения этого коэффициен-

1

1

1

1

596

ТАБЛИЦА 6.25

Забойное давление (МПа) в нагнетательной скважине при расходе 100 тыс. м3/сут азота

в зависимости от давления на текущем ГВК, высоты обводненного слоя

и вскрытой толщины пласта

h, м
г ГВК
5 МПа
ГТВК
4 МПа
г ГВК
3 МПа
г ГВК
2 МПа
г ГВК
1 МПа

Я, м

30
100
30
100
30
100
30
100
30
100

5
5,65
5,65
4,81
4,82
4,06
4,07
3,42
3,42
2,97
2,97

10
5,35
5,35
4,47
4,48
3,65
3,65
2,91
2,92
2,37
2,38

15
5,24
5,24
4,32
4,33
3,46
3,47
2,69
2,69
2,08
2,09

20
5,17
5,17
4,25
4,26
3,36
3,37
2,55
2,56
1,91
1,92

30
5,09
5,10
4,16
4,16
3,25
3,26
2,39
2,40
1,69
1,71

40
-
5,06
-
4,11
-
3,19
-
2,31
-
1,58

50
-
5,03
-
4,08
-
3,15
-
2,25
-
1,49

60
—
5,01
—
4,06
—
3,12
—
2,22
—
1,43

та в том же направлении, измеренное по керну, на множитель (1 -г|)/(1 - у) и фазовую проницаемость для газа при остаточной газонасыщенности в обводненной зоне; k*z - среднее значение коэффициента псевдопроницаемости в направлении оси OZ для газа в обводненной зоне, равное произведению абсолютной проницаемости в том же направлении на фазовую для газа при средней остаточной газонасыщенности в обводненной зоне, деленному на коэффициент Sj; a = k*z/k*; ц - динамическая вязкость азота при среднем пластовом давлении и температуре Т; Т — пластовая температура азота; QCT - объемный расход газа нагнетательной скважины, приведенный к нормальным условиям; гс - радиус скважины; рст - стандартное давление; Тст - стандартная температура; Z - средний коэффициент сжимаемости закачиваемого газа при среднем пластовом давлении в процессе закачки и температуре Т.

В табл. 6.25 приведены рассчитанные забойные давления (МПа) в нагнетательной скважине при расходе 100 тыс. м3/сут азота в зависимости от давления на текущем ГВК (/?Гвк)> высоты обводненного слоя (Н, м) и вскрытой толщины пласта (h, м). Из данных таблицы видно, что потери давления в основном зависят от вскрытой толщины пласта и для их снижения достаточно будет просто увеличивать вскрытую мощность.

ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОЦЕССА ЗАКАЧКИ АЗОТА В ЗОНУ ПИЛОТНОГО УЧАСТКА

Выбор пилотного участка на месторождении Медвежье (рис. 6.75) для работы первой установки по производству азота, закачиваемого в пласт, обосновывается следующими соображениями.

1. К настоящему времени в зонах УКПГ-6 и УКПГ-7 самые низкие пластовые давления (3,2-3,4 МПа соответственно), что на 0,5-1 МПа ниже, чем в зонах остальных УКПГ. Следовательно, закачивая в зоны УКПГ-6 и УКПГ-7 азот, можно через несколько лет выравнить по этим зонам пластовые давления по отношению к давлениям в соседних УКПГ и при этом дополнительно повысить суммарные отборы по УКПГ-6 и УКПГ-7.

2. В зонах УКПГ-6 и УКПГ-7 нет аномальных подъемов подошвенных вод. Карта изобар и карта подъема ГВК между собой хорошо корреспонди-

597

Рис. 6.75. Схема размещения пилотного участка на месторождении

Медвежье

руются: зоне наименьшего пластового давления соответствует зона наибольшего подъема ГВК. Последнее свидетельствует об удовлетворительной усредненности макронеоднородности как по простиранию, так и по толщине пласта.

Такая усредненность необходима на стадии опытной закачки азота, чтобы выявить закономерности вытеснения метана азотом, обусловленные макронеоднородностью коллектора.

Представление о макронеоднородности продуктивного пласта в зонах УКПГ-6 и УКПГ-7 можно получить по изображению продольного геологического разреза на рис. 6.76.

Выбор скважин, которые могли бы быть использованы как нагнетательные, проводился следующим образом.

На первом этапе были рассмотрены интервалы вскрытия всех скважин УКПГ-6 и УКПГ-7, их местоположение относительно текущего ГВК и прогнозного на начало 2010 г., а также глубины пробуренных забоев скважин (рис. 6.77 и 6.78).

Рис. 6.76. Продольный геологический разрез (УКПГ-6 и УКПГ-7):

алевролиты; 2 - глинистые алевролиты; 3 - непроницаемые породы; 4 - пески, песчаники; 5 - зона перфорации; 6 - газоводяной контакт

598

Рис. 6.77. Схема вскрытая скважин УКПГ-6 месторождения Медвежье относительно положений ГВК на 01.01.97 г. и 01.01.2001 г. (прогноз).

Черным залиты интервалы прострела

Рис. 6.78. Схема вскрытая скважин УКПГ-7 месторождения Медвежье относительно положений ГВК на 01.01.97 г. и 01.01.2001 г. (прогноз).

Черным залиты интервалы прострела

Рис. 6.79. Схема размещения скважин в зонах УКПГ-6 и УКПГ-7:

1 - нагнетательные (в числителе - номер скважины, в знаменателе - высота подъема ГВК);

2 - разведочные; 3 - эксплуатационные; 4 - наблюдательные; 5 - эксплуатационные кусто-

вые; 6 - контур газоносности; 7 - линии равных значений подъема ГВК, м

Затем для нагнетательных скважин были отобраны те из них, которые по преимуществу имеют пробуренный забой ниже поверхности первоначального газоводяного контакта. Такой выбор сделан по следующим соображениям. Хотя большинство отобранных добывающих скважин перед переводом их на нагнетательные потребует обязательного ремонта, тем не менее в скважинах с глубоким забоем будет легче осуществить вскрытие ниже поверхности первоначального газоводяного контакта или вблизи от него. Такое вскрытие будет необходимо, чтобы исключить быстрый прорыв закачиваемого азота в чисто газовую часть пласта и к добывающим скважинам. Были намечены в

601

качестве нагнетательных следующие скважины: 601, 605, 608, 612, 619, 620, 622, 629, 701, 702, 704, 706, 708, 713, 715, 716, 812, 819.

Часть из них являются одиночными, другие расположены в кустах. Номера скважин в кустах на рис. 6.77 и 6.78 объединены горизонтальными фигурными скобками. Расположение скважин на структуре изображено на рис. 6.79.

Дополнительно по четырем направлениям:

1) скважины 619 - 623 - 628 - 622 - 612,

2) скважины 701 - 703 - 713 - 711 - 622,

3) скважины 702 - 708 - 715 - 716 - 612,

4) скважины 812 - 619 - 623 - 628 - 605

были построены профили с обозначением интервалов вскрытия по каждой скважине и положений начального и текущего ГВК.

Зона УКПГ-6 имеет площадь, равную примерно 91 км2 при начальном газонасыщенном объеме породы 5332-106 м3 и средней газонасыщенной толщине около 59 м. Для зоны УКПГ-7 соответствующие показатели будут равны 117 км2, 5143-Ю6 м3 и 44 м.

В табл. 6.26 и 6.27 приведены прогнозные показатели обводнения зон УКПГ-6 и УКПГ-7.

При расчете использовались данные о давлениях из “Проекта разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения на поздней стадии эксплуатации” (ТюменНИИгипрогаз, 1995 г.). На основе этих данных были рассчитаны остаточные запасы свободного и защемленного газа в необвод-ненных и обводненных частях продуктивного пласта зон УКПГ-6 и УКПГ-7 (табл. 6.27).

Закачку азота предполагается осуществлять с 2000 г.

Установка по производству азота имеет следующие технические характеристики.

1. Производительность - 6 млн. нормальных м3/сут (или 2,18 млрд. м3/год).

2. Давление на выходе из установки - 6 МПа (60 бар).

ТАБЛИЦА 6.26

Показатели обводнения зоны УКПГ-6 и УКПГ-7

На начало
соответствующего
года
Общий объем внедрившейся пластовой воды
Средняя высота подъема ГВК, м
Обводнение коллектора, %

млн. м3
% от первоначального порового объема

1995 2000 2005 2010
1995 2000 2005 2010
240 382 519 619
288 490 583 705
УКПГ-6
22,8 36,4 49,4 58,9
УКПГ-7
28,4
48,4
57,6
Полное обводнение
20,9 33,3
45
54
19,6 33,3 39,7 44
35,7
56,8
77,2
92
44,4 75,6 90 Полное обводнение, вода фильтруется в соседние зоны

602

ТАБЛИЦА 6.27

Динамика средних пластовых давлений, остаточных запасов свободного газа и объемов защемленного газа по УКПГ-6 и УКПГ-7 месторождения Медвежье

На начало
УКПГ-6
УКПГ-7

Необводненная чисто газовая часть пласта
Обводненная часть пласта
Необводненная чисто газовая часть пласта
Обводненная часть пласта

соот-
Среднее

ветст-
плас-

вующе-
товое

го года
давле-

ние,

МПа

1995
4,07

2000
2,74

2005
1,69

2010
1,04

Объемы свободного газа, млрд. м3

Среднее пластовое давление, МПа

29,19
4,17

12,91
2,89

4,1
1,91

0,87
1,31

Объемы
Среднее
Объемы
Среднее
Объемы

защемленного газа,
товое давле-
свободного газа,
пластовое давление,
защемленного газа,

млрд. м3
МПа
млрд. м3

млрд. м3

5,95
4,29
25,82
4,49
7,74

6,43
3,15
8,15
3,29
9,45

5,64
2,14
2,23
2,33
7,82

4,57
Обводнение полное
1,71
6,87

Годы

2000 2001 2002 2003*

2

ТАБЛИЦА 6.28 Динамика годовых отборов газа

Годовые отборы газа, млрд. м3

УКПГ-6
УКПГ-7
В целом по пилотному

участку

При за-

При за-

При за-

“Проект”
качке в
“Проект"
качке в
“Проект"
качке в

пласт

пласт

пласт

азота

азота

азота

2,46
3,46
1,78
2,78
4,24
6,24

2,17
3,17
1,61
2,61
3,78
5,78

-
2,91
1,51
2,51
1,51
5,42

-
3,36
1,06
0,30
1,06
3,66

4,63
12,90
5,96
8,20
10,59
21,10

* Закачка азота производится только три квартала. После этого установка по производству азота переключается на закачку в скважины соседних УКПГ-5 и УКПГ-8.

3. Потребление природного газа для газовых турбин- около 11 000 кг/ч (или 367 тыс. м3/сут).

Весьма благоприятным является то обстоятельство, что к моменту пуска установки (2000-2001 гг.) будет иметься значительный резерв по давлению (не менее 2,5 МПа), который позволит варьировать устьевыми давлениями и, следовательно, суточными объемами закачки азота по каждой скважине.

Предлагается, начиная с 2000 г. закачивать по 1 млрд. м3 азота в каждую из двух зон (УКПГ-6 и УКПГ-7) и, практически не изменяя темпов падения проектного пластового давления, увеличить по добывающим скважинам каждого УКПГ годовой отбор на 1 млрд. м3.

В табл. 6.28 приведены величины проектных и предлагаемых при условии закачки азота отборов газа из УКПГ-6 и УКПГ-7 по годам. За три года и три квартала будет отобран весь свободный газ из чисто газовых частей пласта УКПГ-6 и УКПГ-7 (21,1 млрд. м3), что на 10,5 млрд.м3 больше, чем предполагается отобрать по проекту (10,6 млрд. м3). При этом пластовые давления в средней части обводненной зоны останутся такими же, как и на начало закачки азота (2,14 МПа по УКПГ-6 и 2,53 МПа по УКПГ-7).

603

В обводненном объеме пласта по зонам УКПГ-6 и УКПГ-7 останется при указанных выше давлениях 15,8 млрд. м3 защемленного газа, что составит 5,6 % от начальных геологических запасов.

По “Проекту...” (см. табл. 6.16) суммарный отбор газа на год окончания разработки (2001 г.) по УКПГ-6 составит 129,9 млрд. м3,по УКПГ-7 (на 2008 г.) - 128 млрд. м3. Промышленный коэффициент газоотдачи в сумме по этим двум зонам составит 91,8 %. В случае закачки в зоны этих УКПГ азота общий суммарный отбор по ним к концу 2003 г. составит 265,2 млрд. м3. Коэффициент промышленной газоотдачи будет равен 94,3 %.

Следует также учесть, что в результате последующей сегрегации закачанного в приконтактную зону азота он будет увлекать за собой защемленный газ, образуя у кровли газовую шапку. В последующем газовая шапка может быть разработана, что дополнительно увеличит коэффициент промышленной газоотдачи.

Закачанный азот займет 15-17 % от первоначального газонасыщенного объема породы.

При средних размерах по длине и ширине крупных слабопроницаемых прослоев около 400 м и при отсутствии заколонных нарушений герметичности можно предполагать, что закачиваемый азот будет продвигаться на большие расстояния от нагнетательных скважин, эффективно вытесняя защемленный метан. Об этом свидетельствуют имитационные расчеты закачки азота в нагнетательные скважины, проведенные с использованием результатов моделирования макронеоднородности коллекторов сеноманских отложений (см. раздел 6.4.4) и модели, описанной в начале раздела 6.4.8. Если не будет прямых прорывов в газонасыщенную часть пласта, то закачанный в пласт УКПГ-6 азот займет вблизи поверхности первоначального ГВК слой толщиной примерно в 10 м, а в пласте УКПГ-7 толщина этого слоя составит примерно 6-8 м.

Таким образом, на момент окончания закачки азота в свободном газе его не будет.

После трех лет и девяти месяцев работы на УКПГ-6 и УКПГ-7 наступит полное обводнение пластов этих зон и установку по производству азота необходимо будет переключить на закачку азота в скважины соседних УКПГ-5 и УКПГ-8. При этом демонтаж установки не потребуется. Азот будет перекачиваться по существующей системе промысловых трубопроводов.

Реальность осуществления предлагаемого пилотного проекта гарантируется возможностью создания устьевых давлений на нагнетательных скважинах, превышающих пластовое давление на 2,5 и 3 МПа, что позволит достичь по отдельным скважинам приемистости до 500 тыс. м3/сут и полностью использовать максимальную производительность установки по производству азота.

В результате пилотного эксперимента закачки азота в пласт будут достигнуты следующие результаты.

1. За три года и три квартала будет дополнительно добыто 10,5 млрд. м3 газа (3,7 % от начальных запасов газа).

2. Почти на четыре года будет приостановлено падение пластового давления в зонах УКПГ-6 и УКПГ-7, где оно является в настоящее время самым низким по всему месторождению Медвежье. За четыре года закачки азота давление по УКПГ-6 и УКПГ-7 сравняется со значениями пластовых давлений по зонам остальных УКПГ.

3. При отсутствии прямых прорывов по заколонному пространству зака-

604

чиваемый азот должен занять нижнюю зону обводненной части пласта и в течение всего периода закачки его не будет в зоне отбора газа.

4. В полностью обводненных зонах УКПГ-6 и УКПГ-7 можно будет организовать наблюдение за скоростью гравитационного подъема закачанного азота из нижних частей продуктивного пласта, который будет увлекать за собой метановый газ. Если время гравитационного разделения составит несколько лет, то затем можно будет организовать дополнительную добычу метанового газа с азотом.

5. В период закачки азота будет изучено влияние макронеоднородности пласта на пространственную картину вытеснения воды и газа азотом.

6.4.9

ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ АЗОТНОЙ ТЕХНОЛОГИИ

Производство газообразного азота и жидкого кислорода - экологически чистый процесс.

В качестве сырья используется атмосферный воздух. Конечные продукты: азот и жидкий кислород - неизменные по химическому строению составляющие исходного продукта.

При производстве (для адсорбции содержащихся в атмосферном воздухе небольших примесей углеводородов) используется гранулированный си-ликагель, не являющийся химически вредным продуктом.

В установке применен замкнутый контур водяного охлаждения, поэтому требуется незначительное количество технической воды только для компенсации ее потерь на испарение.

Дополнительное использование технической воды для охлаждения потребуется только в летнее время при положительной температуре окружающего воздуха. Воду в этом случае будут получать из специально пробуренной скважины и после прохождения через теплообменники сбрасывать в тот же водоносный пласт.

Предполагая, что установка будет расположена в промышленной зоне, фирма-изготовитель гарантирует максимальный уровень шума до среднего звукового давления не более 90 дБ на границе установки при нормальной ее работе, что будет обеспечено соответствующими шумопоглощающими устройствами.

6.4.10

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЗАКАЧКИ АЗОТА В ПЛАСТ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ МЕДВЕЖЬЕ

Для внедрения на экспериментальном участке предлагаемого метода закачки азота в пласт с целью повышения эффективности разработки месторождения Медвежье потребуются капитальные вложения в объеме 115 млн. долл. США. Они предусматривают строительство завода по производству азота производительностью 6 млн.т/сут, стоимостью 100 млн. долл. США и бурение (перевод из эксплуатационного фонда) 10 нагнетательных скважин для закачки азота стоимостью по 1,5 млн. долл. США. Действующий фонд скважин на экспериментальном участке составляет 63.

605

Эксплуатационные расходы рассчитывались на базе фактических данных по “Надымгазпрому" за 1996 г.

Налоги приняты по действовавшим на 1.01.99 ставкам. Величина отчислений налогов и платежей, принятых в расчете, определена исходя из следующих ставок:

платежи за право добычи (роялти) в размере 16 %; с 14-го года предлагается добиться снижения ставки до 6 %, что возможно в соответствии со ст. 48 “Закона о недрах” на стадии истощения запасов месторождения при низкой экономической эффективности разработки, не связанной с нарушениями условий рационального использования запасов;

отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ) -10 %;

налог на пользователей автодорог - 1 %;

налог на имущество - 2 %;

налог на прибыль - 35 %;

платежи в социальные фонды, исчисляемые от фонда оплаты труда, включены в текущие издержки.

В качестве основных экономических показателей, которые определяют целесообразность и эффективность внедряемого мероприятия, приняты:

поток наличности - определяется как алгебраическая сумма прибыли от реализации газа и амортизационных отчислений, уменьшенная на величину капиталовложений;

дисконтированный поток наличности выражает стоимость капитала в будущем и рассчитывается общепринятым методом на основе ставки дисконтирования 10 %;

срок окупаемости определяется количеством лет, когда суммарный денежный поток, пересекая нулевой уровень, из отрицательного становится положительным. В течение этого периода времени капитальные вложения возмещаются.

Выручка от реализации газа определена в пункте передачи его в магистральный транспорт.

Цена реализации газа без НДС и акциза принималась по вариантам на уровне от 6 долл/1000 м3 (действующая) и до 20 долл/1000 м3. Причем учтено, что с 14-го года доразработки при дополнительной добыче низконапорного газа с повышенным содержанием азота цена на него может снижаться на 5 долл/1000 м3.

Ясно, что пороговой, т.е. максимально допустимой, ценой предприятия на газ может служить разница между ценой газа, реализуемого ОАО “Газпром” на западной границе, и транспортным тарифом.

Экономический анализ эффективности внедрения метода добычи низконапорного газа с закачкой азота в пласт проведен на основе сравнения с базовым вариантом, отражающим продолжение разработки месторождения Медвежье по традиционной технологии на “истощение”.

Динамика добычи и формирования денежных потоков по базовому варианту в двух уровнях цен 6 и 10 долл/1000 м3 приводится в табл. 6.29 и 6.30. Срок амортизации действующего фонда скважин заканчивается через 4-6 лет.

Расчеты показали, что участок работает до конца разработки в положительном экономическом режиме. Дисконтированный чистый доход за 20 лет составит при действующей цене 43 млн. долл. и 141 млн. долл. при цене газа 10 долл/1000 м3.

606

ТАБЛИЦА 6.29

Расчет показателей эффективности при традиционной технологии на "истощение” по месторождению Медвежье

Экспериментальный участок (УКПГ-6 и УКПГ-7) Вариант базовый 1 (цена реализации газа 6 долл/1000 м3), млн. долл. США

Показатели
Всего







Добыча
низконапорного газа














"оды
;троительства и эксплуатации






1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
И
12
13
14
15
16
17
18
19
20

Капитальные вло-
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
000
0000
000

жения

Выручка от реа-
555,0
66,0
58,8
50,4
45,6
40,8
35,4
31,8
27,0
23,4
20,4
18,6
16,8
15,6
15,6
15,6
15,0
15,0
14,4
14,4
14,4

лизации газа

Объем добычи га-
92,5
11
9,8
8,4
7,6
6,8
5,9
5,3
4,5
3,9
3,4
3,1
2,8
2,6
2,6
2,6
2,5
2,5
2,4
2,4
2,4

за, млрд. м3

Эксплуатацион-
496,5
60,3
54,6
47,8
43,0
38,2
31,9
28,1
23,2
20,4
18,0
16,6
15,1
14,2
12,6
12,6
12,2
12,2
11,8
11,8
11,8

ные расходы

В том числе:

амортизация
82,2
8,2
8,2
8,0
7,0
6,0
4,0
3,0
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9

текущие из-
288,1
34,3
30,5
26,2
23,7
21,2
18,4
16,5
14,0
12,1
10,6
9,7
8,7
8,1
8,1
8,1
7,8
7,8
7,5
7,5
7,5

держки

налог на
55,5
6,6
5,9
5,0
4,6
4,1
3,5
3,2
2,7
2,3
2,0
1,9
1,7
1,6
1,6
1,6
1,5
1,5
1,4
1,4
1,44

ВМСБ

роялти
78,4
10,6
9,4
8,1
7,3
6,5
5,7
5,1
4,3
3,7
3,3
3,0
2,7
2,5
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9

автодорожный
5,6
0,7
0,6
0,5
0,5
0,4
0,4
0,3
0,3
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,1
0,1
0,1

налог

Прибыль
58,5
5,7
4,2
2,6
2,6
2,6
3,5
3,7
3,8
3,0
2,4
2,0
1,7
1,4
3,0
3,0
2,8
2,8
2,6
2,6
2,6

Налог на иму-
50,4
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5

щество

Налогооблагаемая
8,1
3
1,7
0,1
0,1
0,1
0,9
1,2
1,3
0,5
-0,1
-0,5
-0,9
-1,1
0,4
0,4
0,3
0,3
0,1
0,1
0,1

прибыль

Налог на прибыль
3,7
1,1
0,6
0,0
0,0
0,0
0,3
0,4
0,4
0,2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,2
0,2
0,1
0,1
0,0
0,0
0,0

Чистая прибыль,
4,4
2,1
1,1
0,1
0,1
0,1
0,6
0,8
0,8
0,3
-0,1
-0,5
-0,9
-1,1
0,3
0,3
0,2
0,2
0,0
0,0
0,0

по годам

Поток наличности
73,3
10,3
9,3
8,1
7,1
6,1
4,6
3,8
2,7
2,2
1,8
1,4
1,0
0,8
2,2
2,2
2,1
2,1
1,9
1,9
1,9

То же, нарастаю-
73
10,3
19,6
27,6
34,7
40,8
45,4
49,1
51,9
54,1
55,9
57,3
58,3
59,1
61,2
63,4
64,5
67,5
69,5
71,4
73,3

щим итогом

Дисконтный по-
43
9,3
7,7
6,1
4,8
3,8
2,6
1,9
1,3
0,9
0,7
0,5
0,3
0,2
0,6
0,5
0,4
0,4
0,3
0,3
0,3

ток наличности,

10 %

Дисконтирован-
43
9
17
23
28
32
34
36
37
38
39
40
40
40
41
41
42
42
42
43
43

ный чистый доход

(NPV)

ТАБЛИЦА 6.30

Расчет показателей эффективности при традиционной технологии на "истощение” по месторождению Медвежье

Экспериментальный участок (УКПГ-6 и УКПГ-7) Вариант базовый 2 (цена реализации газа 10 долл/1000 м3), млн. долл. США

Показатели
ЗТВ-„У






Добыча
низконапорного газа













"оды
;троительства и эксплуатации






1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
И
12
13
14
15
16
17
18
19
20

Капитальные
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
000
0000
000

вложения

Выручка от реа-
925,0
110,0
98,0
84,0
76,0
68,0
59,0
53,0
45,0
39,0
34,0
31,0
28,0
26,0
26,0
26,0
25,0
25,0
24,0
24,0
24,0

лизации газа

Объем добычи га-
92,5
11,0
9,8
8,4
7,6
6,8
5,9
5,3
4,5
3,9
3,4
3,1
2,8
2,6
2,6
2,6
2,5
2,5
2,4
2,4
2,4

за, млрд. м3

Эксплуатацион-
589,4
72,2
65,2
56,8
51,2
45,5
38,3
33,8
28,1
24,6
21,7
19,9
18,2
17,0
14,4
14,4
13,9
13,9
13,4
13,4
13,4

ные расходы

В том числе:

амортизация
82,2
8,2
8,2
8,0
7,0
6,0
4,0
3,0
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9

текущие из-
288,1
34,3
30,5
26,2
23,7
21,2
18,4
16,5
14,0
12,1
10,6
9,7
8,7
8,1
8,1
8,1
7,8
7,8
7,5
7,5
7,5

держки

налог на
92,5
11
9,8
8,4
7,6
6,8
5,9
5,3
4,5
3,9
3,4
3,1
2,8
2,6
2,6
2,6
2,5
2,5
2,4
2,4
2,4

ЗелЕ

роялти
130,6
17,6
15,7
13,4
12,2
10,9
9,4
8,5
7,2
6,2
5,4
5,0
4,5
4,2
1,6
1,6
1,5
1,5
1,4
1,4
1,4

автодорожный
9,3
1,1
1,0
0,8
0,8
0,7
0,6
0,5
0,5
0,4
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,2
0,2
0,2

налог

Прибыль
335,6
37,8
32,8
27,2
24,8
22,5
20,7
19,2
16,9
14,4
12,3
11,1
9,8
9,0
11,6
11,6
11,1
11,1
10,6
10,6
10,6

Налог на иму-
50,4
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5

щество

Налогооблагаемая
285,2
35
30,3
24,6
22,3
19,9
18,2
16,7
14,4
11,9
9,8
8,6
7,3
6,5
9,1
9,1
8,6
8,6
8,0
8,0
8,0

прибыль

Налог на при-
99,8
12,4
10,6
8,6
7,8
7,0
6,4
5,8
5,0
4,2
3,4
3,0
2,6
2,3
3,2
3,2
3,0
3,0
2,8
2,8
2,8

быль

Чистая прибыль,
185,4
23,0
19,7
16,0
14,5
13,0
11,8
10,8
9,4
7,7
6,4
5,6
4,8
4,2
5,9
5,9
5,6
5,6
5,2
5,2
5,2

по годам

Поток наличности
254,3
31,2
27,9
24,0
21,5
19,0
15,8
13,8
11,3
9,6
8,3
7,5
6,6
6,1
7,8
7,8
7,4
7,4
7,1
7,1
7,1

То же, нарастаю-
254
31,2
59,0
83,1
104,5
123,5
139,3
153,1
164,4
174,0
182,3
189,8
196,4
202,5
210,3
218,1
225,5
233,0
240,1
247,2
254,3

щим итогом

Дисконтный по-
141
28,3
23,0
18,0
14,7
11,8
8,9
7,1
5,3
4,1
3,2
2,6
2,1
1,8
2,1
1,9
1,6
1,5
1,3
1,2
1,1

ток наличности,

10 %

Дисконтирован-
141
28
51
69
84
96
105
112
117
121
124
127
129
131
133
135
136
138
139
140
141

ный чистый до-

ход (NPV)

ТАБЛИЦА 6.31

Расчет показателей эффективности закачки азота в пласт на месторождении Медвежье Экспериментальный участок (УКПГ-6 и УКПГ-7)

Вариант 1 (цена реализации газа 10 долл/1000 м3), млн. долл. США

Показатели
Всего*
Добыча низконапорного газа
с одновременной
закачкой
азота в
пласт (0
< N2 < 13 %)

Годы
строительства и
эксплуатации

1
2
3
4
5
6
78
9
10
И
12
13

Капитальные вло-
115
115
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

жения:

завод
100
100
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

скважины с
15
15
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

обвязкой

Выручка от реали-
1035
110,0
98,0
84,0
76,0
68,0
59,0
53,0
45,0
39,0
34,0
31,0
28,0
26,0

зации газа

Объем добычи газа,
103,5
11
9,8
8,4
7,6
6,8
5,9
5,3
4,5
3,9
3,4
3,1
2,8
2,6

млрд. м3

Эксплуатационные
820,2
78,5
78,3
70,1
65,5
60,8
53,7
50,2
45,6
42,1
39,2
25,9
24,2
23,0

расходы

В том числе:

амортизация
175,5
15,3
15,3
15,3
15,3
15,3
13,4
13,4
13,4
13,4
13,4
1,9
1,9
1,9

текущие из-
321,6
33,5
30,5
26,2
23,7
21,2
18,4
16,5
14,0
12,1
10,6
9,7
8,7
8,1

держки

налог на ВМСБ
103,5
11
10
8
8
7
6
5
5
4
3
3
3
3

роялти
137,2
18
16
13
12
11
9
8
7
6
5
5
4
4

автодорожный
10,4
1,1
1,0
0,8
0,8
0,7
0,6
0,5
0,5
0,4
0,3
0,3
0,3
0,3

налог

закачка азо-
72,0
0
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6

та - ппд

Прибыль
99,8
-83,5
19,7
13,9
10,5
7,2
5,3
2,8
-0,6
-3,1
-5,2
5,1
3,8
3,0

Налог на имущество
130,1
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8

Налогооблагаемая
-30,3
-88
14,9
9,1
5,7
2,4
0,5
-2,0
-5,4
-7,9
-10,0
0,3
—1,0
—1,8

прибыль (убытки)

Налог на прибыль
31,0
0,0
5,2
3,2
2,0
0,8
0,2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,1
0,0
0,0

Чистая прибыль
-61,3
-88
10
6
4
2
0
-2
-5
-8
-10
0
-1
-2

(убытки)

Поток наличности
114,1
-73,0
25,0
21,2
19,0
16,8
13,7
11,4
8,0
5,5
3,4
2,1
0,9
0,1

То же нарастающим
114
-73,0
-48,1
-26,9
-7,9
8,9
22,6
34,0
42,0
47,5
50,9
53,0
53,9
53,9

итогом

Дисконтный поток
26
66,4
20,6
15,9
13,0
10,4
7,7
5,8
3,7
2,3
1,3
0,7
0,3
0,0

наличности, 10 %

Дисконтированный
26
-66
-16
-30
-17
-6
1
7
И
13
15
15
16
16

чистый доход (NPV)
бце “Все


сумме с
данными
табл. 6.
32.

* Цифры в стол
го” прив
едены в

ТАБЛИЦА 6.32

Расчет показателей эффективности закачки азота на месторождении Медвежье Экспериментальный участок (УКПГ-6 и УКПГ-7)

Вариант 1 (цена реализации газа 10 долл/1000 м3), млн. долл. США

Показатели
Доразработка низконапорного газа (газ содержит N2 = 13 % = const)

Годы строительства и эксплуатации

14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27

Капитальные вло-
00000000000000

жения:

завод
00000000000000

скважины с
00000000000000

обвязкой

Выручка от реали-
26,0
26,0
25,0
25,0
24,0
24,0
24,0
20,0
19,0
18,0
17,0
15,0
13,0
8,0

зации газа

Объем добычи газа,
2,6
2,6
2,5
2,5
2,4
2,4
2,4
2
1,9
1,8
1,7
1,5
1,3
0,8

млрд. м3

Эксплуатационные
14,4
14,4
13,9
13,9
13,4
13,4
13,4
11,5
11,0
10,6
10,1
9,1
8,1
5,7

расходы

В том числе:

амортизация
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9

текущие из-
8,1
8,1
7,8
7,8
7,5
7,5
7,5
6,2
5,9
5,6
5,3
4,7
4,0
2,5

держки

налог на ВМСБ
3
3
3
3
2
2
2
2
2
2
2
2
1
1

роялти
22221111111110

автодорожный
0,3
0,3
0,3
0,3
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,1
0,1

налог

закачка азо-
00000000000000

та - ппд

Прибыль
11,6
11,6
11,1
11,1
10,6
10,6
10,6
8,5
8,0
7,4
6,9
5,9
4,9
2,3

Налог на имущество
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8

Налогооблагаемая
6,8
6,8
6,3
6,3
5,7
5,7
5,7
3,7
3,1
2,6
2,1
1,1
0,0
-2,6

прибыль (убытки)

Налог на прибыль
2,4
2,4
2,2
2,2
2,0
2,0
2,0
1,3
1,1
0,9
0,7
0,4
0,0
0,0

Чистая прибыль
4
4,4
4,1
4,1
3,7
3,7
3,7
2,4
2
2
1
1
0
-з

(убытки)

Поток наличности
6,3
6,3
6,0
6,0
5,6
5,6
5,6
4,3
3,9
3,6
3,3
2,6
1,9
-0,7

То же, нарастаю-
60,2
66,5
72,5
78,4
84,0
89,7
95,3
99,5
103,5
107,1
110,3
112,9
114,8
114,1

щим итогом

Дисконтный поток
1,7
1,5
1,3
1,2
1,0
0,9
0,8
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,2
-0,1

наличности, 10 %

Дисконтированный
17
19
20
21
22
23
24
25
25
25
26
26
26
26

чистый доход

(NPV)

ТАБЛИЦА 6.33

Расчет показателей эффективности закачки азота в пласт на месторождении Медвежье Экспериментальный участок (УКПГ-6 и УКПГ-7)

Вариант 2 (цена реализации газа 15 долл/1000 м3), млн. долл. США

Показатели
Всего*

Добыча низконапорного газа
с одновременной
закачкой
азота в
пласт (0
< N2 < 13 %)

Годы
строительства и
эксплуатации

1
2
3
4
56
78
9
10
И
12
13

Капитальные вло-
115
115
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

жения:

завод
100
100
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

скважины с
15
15
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

обвязкой

Выручка от реали-
1410,5
165,0
147,0
126,0
114,0
102,0
88,5
79,5
67,5
58,5
51,0
46,5
42,0
39,0

зации газа

Объем добычи газа,
103,5
11
9,8
8,4
7,6
6,8
5,9
5,3
4,5
3,9
3,4
3,1
2,8
2,6

млрд. м3

Эксплуатационные
921,5
93,3
91,5
81,5
75,7
70,0
61,7
57,4
51,6
47,3
43,8
30,1
28,0
26,5

расходы

В том числе:

амортизация
175,5
15,3
15,3
15,3
15,3
15,3
13,4
13,4
13,4
13,4
13,4
1,9
1,9
1,9

текущие из-
321,6
33,5
30,5
26,2
23,7
21,2
18,4
16,5
14,0
12,1
10,6
9,7
8,7
8,1

держки

налог на ВМСБ
141,1
17
15
13
И
10
9
8
7
6
5
5
4
4

роялти
197,3
26
24
20
18
16
14
13
И
9
8
7
7
6

автодорожный
14,1
1,7
1,5
1,3
1,1
1,0
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,5
0,4
0,4

налог

закачка азо-
72,0
0
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6

та - ппд

Прибыль
374,0
-43,3
55,5
44,5
38,3
32,0
26,8
22,1
15,9
11,2
7,2
16,4
14,0
12,5

Налог на имущество
130,1
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8

Налогооблагаемая
243,8
-48
50,7
39,7
33,4
27,2
22,0
17,3
11,0
6,3
2,4
11,6
9,2
7,7

прибыль (убытки)

Налог на прибыль
103,1
0,0
17,7
13,9
11,7
9,5
7,7
6,1
3,9
2,2
0,9
4,1
3,2
2,7

Чистая прибыль
140,7
-48
33
26
22
18
14
И
7
4
2
8
6
5

(убытки)

Поток наличности
316,2
-32,9
48,2
41,1
37,0
32,9
27,7
24,6
20,6
17,5
15,0
9,4
7,9
6,9

То же, нарастаю-
316
-32,9
15,3
56,4
93,5
126,4
154,1
178,8
199,3
216,8
231,8
241,2
249,1
256,0

щим итогом

Дисконтный поток
156
-29,9
39,9
30,9
25,3
20,5
15,6
12,6
9,6
7,4
5,8
3,3
2,5
2,0

наличности, 10 %

Дисконтированный
156
-30
10
41
66
87
102
115
124
132
138
141
143
145

чистый доход (NPV)
бце “Все
го” прив
едены в
сумме с
данными
табл. 6.34.

* Цифры в стол

ТАБЛИЦА 6.34

Расчет показателей эффективности закачки азота на месторождении Медвежье Экспериментальный участок (УКПГ-6 и УКПГ-7)

Вариант 2 (цена реализации газа 10 долл/1000 м3), млн. долл. США

Показатели
Доразработка низконапорного газа (газ содержит N2 = 13 % = const)

Годы строительства и эксплуатации

14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27

Капитальные вло-
00000000000000

жения:

завод
00000000000000

скважины с
00000000000000

обвязкой

Выручка от реали-
26,0
26,0
25,0
25,0
24,0
24,0
24,0
20,0
19,0
18,0
17,0
15,0
13,0
8,0

зации газа

Объем добычи газа,
2,6
2,6
2,5
2,5
2,4
2,4
2,4
2
1,9
1,8
1,7
1,5
1,3
0,8

млрд. м3

Эксплуатационные
14,4
14,4
13,9
13,9
13,4
13,4
13,4
11,5
11,0
10,6
10,1
9,1
8,1
5,7

расходы

В том числе:

амортизация
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9

текущие из-
8,1
8,1
7,8
7,8
7,5
7,5
7,5
6,2
5,9
5,6
5,3
4,7
4,0
2,5

держки

налог на ВМСБ
3
3
3
3
2
2
2
2
2
2
2
2
1
1

роялти
22221111111110

автодорожный
0,3
0,3
0,3
0,3
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,1
0,1

налог

закачка азо-
00000000000000

та - ппд

Прибыль
11,6
11,6
11,1
11,1
10,6
10,6
10,6
8,5
8,0
7,4
6,9
5,9
4,9
2,3

Налог на имущество
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8

Налогооблагаемая
6,8
6,8
6,3
6,3
5,7
5,7
5,7
3,7
3,1
2,6
2,1
1,1
0,0
-2,6

прибыль (убытки)

Налог на прибыль
2,4
2,4
2,2
2,2
2,0
2,0
2,0
1,3
1,1
0,9
0,7
0,4
0,0
0,0

Чистая прибыль
4
4,4
4,1
4,1
3,7
3,7
3,7
2,4
2
2
1
1
0
-з

(убытки)

Поток наличности
6,3
6,3
6,0
6,0
5,6
5,6
5,6
4,3
3,9
3,6
3,3
2,6
1,9
-0,7

То же, нарастаю-
262,3
268,6
274,5
280,5
286,1
291,7
297,3
301,6
305,5
309,1
312,4
315,0
316,9
316,2

щим итогом

Дисконтный поток
1,7
1,5
1,3
1,2
1,0
0,9
0,8
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,2
-0,1

наличности, 10 %

Дисконтированный
147
149
150
151
152
153
154
154
155
155
156
156
156
156

чистый доход

(NPV)

ТАБЛИЦА 6.35

Расчет показателей эффективности закачки азота в пласт на месторождении Медвежье Экспериментальный участок (УКПГ-6 и УКПГ-7)

Вариант 3 (цена реализации газа 15 долл/1000 м3), млн. долл. США

Показатели
Всего*

Добыча низконапорного газа
с одновременной
закачкой
азота в
пласт (0
< N2 < 13 %)

Годы
строительства и
эксплуатации

1
2
3
4
56
78
9
10
И
12
13

Капитальные вло-
115
115
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

жения:

завод
100
100
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

скважины с
15
15
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

обвязкой

Выручка от реали-
1552,5
165,0
147,0
126,0
114,0
102,0
88,5
79,5
67,5
58,5
51,0
46,5
42,0
39,0

зации газа

Объем добычи газа,
103,5
11
9,8
8,4
7,6
6,8
5,9
5,3
4,5
3,9
3,4
3,1
2,8
2,6

млрд. м3