Особливості вилучення нафти з покладів у крутих і підгорнутих крилах складок

Брахіантиклінальні складки зон регіональних насувів характеризуються специфічними умовами геологічної будови, основними з яких є наявність крутих і підгорнутих крил і широкий розвиток тектонічних порушень різної амплітуди. До такого типу складок і відносяться структури Бориславсько-Покутської зони Передкарпатського прогину, північно-східні крила яких круті і підгорнуті (70 — 90°), а південне - західні - відносно пологі (20 — 35°). Підгорнутий елемент цих складок у більшості випадків відокремлений від основної частини складки тектонічними порушеннями скидо-зсувного характеру і створює лежачі структури різних форм і розмірів.

Розробка наявних в них покладів в основному не проводиться. До промислової розробки вводяться тільки поклади вуглеводнів південно-західних крил складок із більш значними запасами нафти і газу, а наявні запаси в крутих і підгорнутих крилах структур відносяться до забалансовых.

При бурінні свердловин на крутих і підгорнутих крилах складок їх стовбури проходять неповну частину продуктивного розрізу, в основному вздовж напластування, розкриваючи обмежену товщину пластів, внаслідок чого спостерігаються незначні припливи нафти, можливі "сухі" свердловини. Тільки в окремих випадках отримують промислові припливи нафти.

Для більш ефективного використання запасів нафти із крутих і підгорнутих частин покладів обгрунтовано необхідність буріння на найбільш високоефективному вигодсько-бист-рицькому покладі Долинського родовища розгалужено-горизонтальних свердловин із декількома стовбурами, розташованими на певній відстані один від одного в різних напрямках. Віднесені до північно-східних крутих і підгорнутих крил складок запаси нафти можна раціонально використати за умови буріння на них розгалужено-горизонтальних свердловин, що створює можливість розкриття нафтонасичених товщин. Оптимальним варіантом виявилось буріння не менше двох стовбурів у кожній свердловині. Перший із них обов'язково повинен виконувати функції розвідки щодо уточнення меж розповсюдження пластів і вивчення підгорнутої частини покладу, а другий буриться з метою максимального розкриття нафтонасиченої товщини.

Екрановані знизу круті та підгорнуті крила доцільно розробляти з підтриманням пластового тиску, закачуванням ййди в нагнітальні свердловини, розташовані в підвищених частинах структури, що розкривають максимальні товщини нафтонасичених порід. Видобувні свердловини (розгалужено-горизонтальні та похилоспрямовані) слід закладати так, щоб вони розкривали пласти тільки верхніх частин підгорнутих крил. Це подовжує безводний період їх експлуатації і сприяє більш рівномірному стягуванню контура нафтогазоносності.

Буріння розгалужено-горизонтальних свердловин ефективне тільки тоді, коли не проводиться нагнітання агентів витіснення на межі крутої і пологої частини складки, а також якщо відсутній гідродинамічний взаємозв'язок між покладами тектонічних елементів складки. Закачувана при цьому вода поширюється не тільки в бік видобувних свердловин пологозалягаючої частини покладу, але й у крутозалягаючі пласти.

Для підвищення ефективності вилучення нафти із крутих і підгорнутих крил складок доцільно агент витиснення, густина котрого більша від густини пластової нафти, що насичує даний колектор, закачувати в ділянки на межі зони перегину покрівлі нафтогазоносного пласта з пологозалягаючим його продовженням, а нафту видобувати з пологозалягаючої частини покладу. Під дією сил гравітації деяка кількість агентів нагнітання рухається за падінням крутопадаючого пласта, витісняючи при цьому нафту в підвищену (склепінну) частину, де й проводиться її відбір через видобувні свердловини, розташовані в пологозаля-гаючій частині пласта на відстані, що забезпечує обгрунтовану для умов даного родовища щільність сітки свердловин.

Закачувана в склепінну частину покладу вода, маючи нижчу порівняно з пластовою температуру, негативно впливає на вилучення нафти з підгорнутої частини складки. Щоб запобігти цьому, агент витиснення необхідно закачувати в підгорнуту частину складки через похилено спрямовані свердловини, розташовані безпосередньо біля тектонічних екранів, а нафту відбирати через свердловини, розташовані на межі перегину крутопадаючої частини покладу. Гирла нагнітальних свердловин слід розташовувати за зоною перегину продуктивних відкладів, тобто так, щоб не розкривати продуктивних пластів у пологозалягаючій частиш і виключати тим самим їх охолодження в процесі нагнітання води.

Надходження закачуваної води в зону максимальної для покладу пластової температури і витіснення нафти в підвищену його частину, що характеризується нижчою пластовою його температурою, забезпечує прогрів води за даних умов із максимальним використанням глибинного тепла Землі.

Для розробки крутопадаючого крила покладу треба бурити вертикальні свердловини на межі пологозалягаючої складки із зоною перегину продуктивних пластів і похилено напрямлені свердовини, що розривають продуктивні відклади тільки внизу покладу безпосередньо біля тектонічного екрану. Продуктивні пласти розкриваються свердловинами перпендикулярно їх нашаруванню або під кутом, близьким до 90°. Свердловини слід розташовувати на відстані, яка забезпечує обгрунтовану для умов даного родовища щільність їх сітки.

8.12. Газовіддача газових родовищ при газовому режимі

Фактори, що визначають газовідцачу. Коефіцієнт газовіддачі родовища (покладу, пласта) характеризує ступінь видобутку газу з родовища і є відношенням кількості видобутого газу до його початкових запасів (це відносна величина і виражається в частинах одиниці або відсотках):,

(8.1)

або

(8.2)

де і — відповідно початкові і залишкові запаси газу в пласті.

Замість терміна "коефіцієнт газовіддачі" застосовують також рівнозначний йому термін "газовіддача". Розрізняють поточну і кінцеву газовіддачі, які характеризують відношення видобутого з пласта газу відповідно на даний момент часу чи в кінці розробки родовища до його початкових запасів.

Вираз для розрахунку коефіцієнта газовіддачі можна одержати, використовуючи рівняння матеріального балансу для газового родовища при газовому режимі

або

де - початковий поровий об'єм родовища; — відповідно початковий і поточ-

ний середній пластові тиски, МПа; — атмосферний тиск, =0,1013 МПа; —

відповідно пластова і стандартна температури, К; , — коефіцієнти надстисли-

вості газу при пластовій температурі та відповідно при тисках і

Підставляючи в рівняння (8.2) значення початкових і залишкових запасів газу, можна одержати такі вирази для визначення коефіцієнтів поточної і кінцевої газовіддачі родовища при газовому режимі:

(8.3)

де і — середній кінцевий пластовий тиск, МПа, і відповідний йому ко-

ефіцієнт надстисливості газу при температурі

Таким чином, коефіцієнт кінцевої газовіддачі родовища при газовому режимі залежить в основному від початкового і кінцевого пластових тисків. Для умов конкретного родовища коефіцієнт тим більший, чим нижчий кінцевий пластовий тиск. Значення тиску , що відповідає межі рентабельної розробки родовища, знаходять на основі газодинамічних і техніко-економічних розрахунків.

Для наближеної оцінки кінцевого пластового тиску, МПа, на стадії проектування розробки газового родовища можна використовувати такі залежності:

-0,345+ 0,00113 Я, (8.4)

де Я — середня глибина залягання родовища, м;

- 0,05 + 0,8274, (8.5)

-0,12 р„+ 0,5309; (8.6)

,-0,1 - (8-7)

Коефіцієнт кінцевої газовіддачі, знайдений з використанням залежностей (8.4) -(8.7), характеризує промислову газовіддачу на момент припинення подачі газу в магістральний газопровід. Як свідчать промислові дані родовищ України, Російської Федерації і США, розробку яких закінчено або вона знаходиться на завершальній стадії, коефіцієнт кінцевої газовіддачі при газовому режимі змінюється від 70 до 99%, становлячи в середньому 85 - 90 %.

Методи збільшення газовіддачі. Коефіцієнт кінцевої газовіддачі при газовому режимі залежить від геологічної характеристики родовища (глибина залягання, колекторські властивості і ступінь неоднорідності продуктивних пластів), умов розробки родовища (темп відбору газу, система розміщення свердловин, необхідний тиск для подачі газу споживачеві) і техніко-економічних умов (відстань до споживача, вимоги до кондиції газу тощо). Ці фактори впливають на кінцевий дебіт свердловини (економічно рентабельну межу річного видобутку газу з родовища).

На коефіцієнт газовіддачі найбільш істотно впливає геологічна характеристика родовища. Коефіцієнт уЗ_гкіи зменшується з ростом глибини залягання газоносних відкладів, (а отже, і з ростом початкового пластового тиску), зі збільшенням ступеня неоднорідності колек-торських властивостей пластів у плані та розрізі, погіршенням продуктивної характеристики родовища (зниженням проникності порід і початкового дебіту свердловини) і у випадку деформації колекторів при зниженні пластового тиску в процесі відбору газу, що супроводжується зменшенням їх фільтраційних властивостей.

Коефіцієнт кінцевої газовіддачі можна регулювати вибором певних значень технологічних параметрів, які характеризують процес розробки родовища. Аналіз даних родовищ України і Російської Федерації показує, що промислова газовіддача збільшується з ростом сумарного відбору газу на кінець періоду постійного видобутку і зменшенням темпу зниження річного відбору газу в період спадання видобутку. Кількість газу, видобутого з родовища на кінець періоду постійного видобутку буде тим більша, чим вищий темп відбору газу в даний період і його тривалість. Значення цих параметрів вибирають, виходячи з техніко-економічних міркувань. Для сповільнення темпу зниження річного відбору газу в період спадання видобутку і тим самим скорочення його тривалості необхідно забезпечити

своєчасне уведення в експлуатацію дотискуючої компресорної станції та застосування ефективних методів підготовки газу в умовах понижених тисків на гирлі свердловин.

Основними напрямками підвищення коефіцієнта кінцевої газовіддачі родовища при газовому режимі є зменшення кінцевого пластового тиску і заміщення частини залишкового газу в пористому середовищі рідкими або газоподібними агентами.

Мінімізації значень пластового тиску сприяють:

1) рівномірне відпрацювання продуктивних відкладів у плані і розрізі, що досягається відповідним розміщенням видобувних свердловин на площі газоносності та повним розкриттям у них газонасичених пропластків;

2) збільшення проникності привибійно! зони пласта у випадку низькопроникних порід шляхом застосування методів інтенсифікації припливу газу до вибою свердловин, що дає змогу зменшити втрати тиску по шляху фільтрації газу в пласті та підвищити дебіт свердловин;

3) зменшення гирлового (вибійного) тиску в свердловинах застосуванням компресорних агентів із низьким (близьким до атмосферного) тиском на прийомі чи занурених компресорних агрегатів у глибоких свердловинах.

Для видобутку частини залишкового газу на заключній стадії розробки родовища можна застосовувати як витісняючий агент воду, невуглеводневі гази (азот, вуглекислий і димовий гази, їх суміші та ін.) або проводити спільне закачування води і газу в пласт.

З метою підвищення коефіцієнта кінцевої газовіддачі родовищ, приурочених до тріщинувато-пористих середовищ, які деформуються,'необхідно в процесі відбору газу підтримувати пластовий тиск шляхом закачування рідких або газоподібних агентів. Значення тиску нагнітання робочого агента в пласт вибирається мінімально можливим за результатами дослідження свердловин і лабораторних експериментів на моделях пласта, виходячи з попередження зникання тріщин і забезпечення фільтрації газу в тріщинувато-пористому середовищі.

Прогнозування коефіцієнта кінцевої газовіддачі за промисловими даними. На стадії проектування розробки родовища коефіцієнт кінцевої газовіддачі визначають за формулою (8.3), виходячи з очікуваного кінцевого тиску. Значення його знаходять на основі проведення комплексу газодинамічних і техніко-економічних розрахунків або визначають наближено, за залежностями (8.4) — (8.7). У зв'язку з тим, що значення коефіцієнта кінцевої газовіддачі в основному визначається особливостями геологічної будови і розробки конкретного родовища, його надалі уточнюють за промисловими даними. Для цього запропоновано використовувати криву середньої продуктивності та криву зміни в часі річних відборів газу, побудовану в напівлогарифмічній системі координат (метод прямої лінії). Дані методи можна застосовувати тільки для періоду спадаючого видобутку газу. При цьому точність визначення коефіцієнта кінцевої газовіддачі збільшується з ростом тривалості розробки родовища в період спадаючого видобутку газу.

Крива середньої продуктивності характеризує залежність між річним і сумарними відборами газу, вираженими в частках або відсотках від початкових запасів. Враховуючи, що граничне значення річного відбору газу становить менше ОД % від початкових запасів, коефіцієнт кінцевої газовіддачі визначають за параметрами точки перетину екстрапольованої ділянки кривої середньої продуктивності з віссю абсцис (як, наприклад, на рис.8.3, побудованому для Битківського газоконденсатного родовища).

В основу метода прямої лінії покладена залежність зміни в часі річного відбору газу в період спадаючого видобутку, яка описується показниковою функцією такого вигляду

(8.8)

Де - , — річні відбори газу відповідно в моменти часу з початку розробки родо-

вища t і на початку періоду спадання видобутку , виражені в абсолютних величинах або

Рис. 8.3. Графік залежності Рис.8.4. Графік залежності

у відсотках від початкових запасів; - коефіцієнт, який має певне значення для кожного конкретного родовища. За можна вибирати будь-який момент часу з початку розробки родовища, який відповідає періоду спадання видобутку газу.

У напівлогарифмічній системі координат In - ґ залежність (8.8) є прямолінійною

(рис.8.4, Битківське газоконденсатне родовище). Екстраполюючи її до економічно рентабельної межі річного відбору газу (0,1 % від початкових запасів), знаходять прогнозне значення річного відбору газу на різні моменти часу і потім визначають сумарний

видобуток газу з родовища

де - кількість видобутого газу на момент часу

Коефіцієнт кінцевої газовіддачі обчислюється за рівнянням (8.1).

Слід зазначити, що для невеликих за запасами газу родовищ економічно рентабельна межа річного відбору газу може бути вищою і досягати 2% від початкових запасів.

Необхідною умовою застосування розглянутих методів оцінки коефіцієнта кінцевої газовіддачі є відсутність в період спадання видобутку газу помітних змін в процесі розробки родовища (введення в експлуатацію дотискуючої компресорної станції, обмеження об'єму споживання газу, обводнення видобувних свердловин та ін.), які можуть вплинути на характер залежностей на рис. 8.3 і 8.4. При цьому великі за запасами газу родовища характеризуються набагато більшою стабільністю в роботі, через те, що для зміни характеру їх розробки потрібні значні за абсолютною величиною збурення, які малоймовірні у заключний період відбору газу.

Аналіз промислових даних свідчить, що крива середньої продуктивності і метод прямої лінії можуть бути використані для прогнозування коефіцієнта кінцевої газовіддачі і у випадку водонапірного режиму.