CC BY
18РАСШИРЕНИЕ ЗОНЫ ФИЛЬТРАЦИИ ЗАКАЧИВАЕМОГО ГАЗА ПО ЛАТЕРАЛИ И ПРОДУКТИВНОМУ РАЗРЕЗУ В УСЛОВИЯХ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ КОНДЕНСАТООТДАЧИ НА ПРИМЕРЕ ВУКТЫЛЬСКОГО НГКМ
УДК 622.279.42 (470.13)
Л.В. Юнусова, Филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» В Г. Ухта (Ухта, РФ), l.yunusova@sng.vniigaz.gazprom.ru Е.И. Панкратова, Филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта, e.pankratova@sng.vniigaz.gazprom.ru С.В. Тяжких, ООО «Газпром добыча Краснодар», Вуктыльское газопромысловое управление (Вуктыл, РФ), s.tyazhkih@kuban.gazprom.ru
Эксплуатация Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения на режиме истощения пластовой энергии привела к значительным потерям высококипящих углеводородов в виде ретроградно выпавшего в пласте конденсата. В результате теоретических и экспериментальных исследований была доказана принципиальная возможность извлечения выпавшего конденсата и создана технология его добычи в условиях глубоко истощенной газоконденсатной залежи. Она базируется на нагнетании в пласт сухого неравновесного газа. Процесс основан на инициировании прямого испарения выпавшего в пласт конденсата в газовую фазу. Представлен уникальный опыт разработки Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения с применением данной технологии.
Анализ разработки месторождения с момента воздействия сухим газом на пласт в 1993 г. позволил выделить три периода нагнетания газа. Первый этап характеризуется интенсивным ростом объемов закачки, в период которого были получены основные положительные эффекты (повышение продуктивности добывающих скважин, блокирование поступления пластовых вод, увеличение содержания ретроградных компонентов в продукции реагирующих скважин); второй этап -постепенным снижением объемов нагнетания; третий - стабилизацией объемов закачки. Основной целью второго и третьего этапов стало сохранение результатов, достигнутых в период интенсивной закачки, путем совершенствования способов регулирования процессов отбора и закачки. В статье рассмотрены вопросы повышения эффективности технологии, дана оценка применяемым и новым методам управления процессом. Доказана эффективность реализуемой на месторождении с 2016 г. Программы опытно-промышленных работ по применению новых технологий увеличения углеводородоотдачи. Комплексный анализ результатов исследований скважин в ходе реализации Программы позволил уточнить геологическое строение и состояние геофлюидальной системы в залежи. Актуальность выполненного исследования обусловлена возможной перспективой использования месторождения в качестве подземного хранилища газа.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ТЕХНОЛОГИЯ, ЗАКАЧКА, СУХОЙ ГАЗ, ПЛАСТ, КОНДЕНСАТ, УСТАНОВКА КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА, ГАЗООТДАЮЩИЙ ИНТЕРВАЛ, ПРОДУКТИВНЫЙ РАЗРЕЗ, ОТЛОЖЕНИЯ, СКВАЖИНА, УГЛЕВОДОРОДООТДАЧА, ВОЗДЕЙСТВИЕ, ИСТОЩЕНИЕ, ВУКТЫЛЬСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ.
Введенное в эксплуатацию с 1968 г. Вуктыльское нефтегазо-конденсатное месторождение (НГКМ) в Республике Коми по размерам относится к крупным, этаж газоносности достигает 1500 м. Месторождение обладает уникальными особенностями геологического строения и состава углеводородного сырья. Газокон-денсатная залежь установлена в нижнепермско-каменноуголь-ных отложениях и характеризу-
ется как массивно-пластовая, тектонически экранированная с единым газоводяным контактом. По компонентному составу газ Вуктыльского месторождения относится к группе с высоким содержанием конденсата - 360 г/м3 для начальных термобарических условий (пластовое давление 36,3 МПа).
Разработка месторождения до 1993 г. осуществлялась в режиме истощения естественной энергии
пласта. Форсированные отборы газа на начальных стадиях разработки привели к резкому снижению пластового давления, что вызвало интенсивное выпадение конденсата из газа. Значительно увеличилась доля трудноизвлека-емых запасов ретроградных компонентов. Средневзвешенное пластовое давление к этому времени прошло порог максимальной конденсации и составило 3,78 МПа, средневзвешенное содержание
Yunusova L.V., Branch of Gazprom VNIIGAZ in Ukhta (Ukhta, Russian Federation), l.yunusova@sng.vniigaz.gazprom.ru
Pankratova E.I., Branch of Gazprom VNIIGAZ in Ukhta, e.pankratova@sng.vniigaz.gazprom.ru
Tyazhkikh S.V., Gazprom dobycha Krasnodar, Vuktyl Gas Field Office (Vuktyl, Russian Federation),
s.tyazhkih@kuban.gazprom.ru
Expansion of the filtration zone of injected gas on the lateral and productive interval with the application of methods of improving condensate recovery on the example of the Vuktylskoe oil and gas condensate field
The operation of the Vuktylskoe oil and gas condensate field under the reservoir energy depletion regime resulted in significant losses of high-boiling hydrocarbons in the form of condensate, precipitating retrogradely in the reservoir. As a result of theoretical and experimental research, the principle possibility of extraction of the precipitated condensate was proved and the technology of its extraction was developed in conditions of a deeply depleted gas condensate deposit. It is based on injection of dry nonequilibrium gas into the reservoir. The process is based on the initiation of direct evaporation of the condensate precipitated into the reservoir into the gas phase. The unique experience of development of the Vuktylskoe oil and gas field using this technology is presented.
Analysis of the development of the field since the dry gas injection into the reservoir in 1993 made it possible to distinguish three stages of gas injection. The first stage is characterized by intensive growth of injection volumes, during which the main positive effects were obtained (increase in production well productivity, blocking of formation water flow, increase in retrograde components content in the production of reactive wells); the second stage is a gradual decrease in the volumes of injection; the third stage is the stabilization of the injection volumes. The main purpose of the second and third stages is to preserve the results achieved during the intensive injection period by improving the methods for regulating the selection and injection processes. The article discusses the issues of increasing the efficiency of technology, gives an assessment of the applied and new methods of process control. The efficiency of the Program of pilot industrial works for the application of new technologies for increasing hydrocarbon output, which has been implemented at the field since 2016, was proved. A comprehensive analysis of well research results during the implementation of the Program made it possible to clarify the geological structure and state of the geo-fluid system in the deposit. The relevance of the work is due to the possible prospect of using the field as the underground gas storage.
KEYWORDS: TECHNOLOGY, INJECTION, DRY GAS, RESERVOIR, CONDENSATE, GAS TREATMENT UNIT, GAS DISCHARGING INTERVAL, PRODUCTION SECTION, DEPOSITS, WELL, HYDROCARBON OUTPUT, IMPACT, DEPLETION, VUKTYLSKOE FIELD.
360 г/м3
«П п/тЭ
Рис. 1. Зависимость содержания конденсата от пластового давления Fig. 1. Dependence of the condensate content on reservoir pressure
конденсата в пластовом газе достигло 52,9 г/м3 (рис. 1).
ТЕХНОЛОГИЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ СУХИМ ГАЗОМ
Анализ разработки и расчеты на постоянно действующей модели месторождения показали, что к 2014 г. пластовое давление достигнет значения давления забрасывания (1,8 МПа), что приведет к остановке практически всего фонда скважин. В целях предотвращения данного сценария и для увеличения углеводородоотдачи с 1993 г. на Вуктыльском месторождении реализуется технология активного воздействия на истощенный газоконденсатный пласт сухим газом. Технология основана на инициировании процесса прямого испарения выпавшего в пласте конденсата в газовую фазу при его взаимодействии с неравновесным закачиваемым агентом (рис. 2).
Закачка сухого газа осуществлялась через нагнетательные
скважины на участках комплексной подготовки газа (УКПГ) поэтапно [1]. Первым участком, на котором было решено опробовать технологию в качестве эксперимента, стал район УКПГ-8. После оценки эффективности при-
меняемой технологии в 1997 г. в эксперимент был вовлечен район УКПГ-1, в последующем -районы УКПГ-4 (2003 г.), УКПГ-2 (2004 г.) и УКПГ-3 (2017 г.) (рис. 3). В настоящее время воздействием сухим газом охвачена значи-
Рис. 2. Принципиальная схема воздействия закачанного сухого газа на пласт Fig. 2. Schematic diagram of the impact of injected dry gas on the formation
тельная площадь месторождения, фонд нагнетательных скважин составляет 33 ед., добывающих с поступлением закачанного сухого газа в продукцию - 89 ед. (70 %) из 127 действующего фонда. Суммарный объем закачанного газа на текущий момент составляет около 27 млрд м3.
На протяжении всего периода реализации технологии ведутся научно-исследовательские работы, включающие газокон-денсатные, газодинамические
и геофизические исследования. Комплексный анализ результатов этих работ позволил получить представление о состоянии гео-флюидальной системы и процессах, происходящих в пласте. Определены пути распространения фильтрации закачиваемого газа от нагнетательных скважин к добывающим [2]. На основании балансовых расчетов добываемого сырья установлено, что 64 % закачиваемого газа поступает в пермско-московские отложения,
а 36 % - в нижележащие башкирско-нижнекаменноугольные. Также определено наличие локального флюидоупора,разделяющего эти отложения [3].
ЭТАПЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Период разработки месторождения с применением закачки в пласт можно разделить на три этапа. Первый этап характеризуется нарастающими объемами закачки сухого газа в пласт (по 2007 г.), второй (2008-2015 гг.) -постепенным снижением объемов нагнетания, третий (с 2016 г. по настоящее время) - стабилизацией объемов закачки.
На этапе нарастающей закачки газа проявились все положительные физические эффекты и технологические результаты применяемой технологии: поддержание и на отдельных участках рост пластового давления в зонах дренирования добывающих скважин; увеличение продуктивности и сохранение фонда добывающих скважин; извлечение ретроградных углеводородов, выпавших в пласте; оттеснение поступающей в скважины активной пластовой воды; создание буферного объема закачанного сухого газа в пласте.
Основной целью второго и третьего этапов является разработка схем управления процессом, поддержание достигнутых положительных эффектов при снижении объемов закачки. Раз-
Левый берег Left bank
УКПГ-1
р. Печора The Pechora River
- Нагнетательная скважина Injection well
УКПГ-1 UKPG-8 - Добывающая скважина Production well
' - Зона воздействия закачки сухим газом Dry gas injection impact zone
Рис. 3. Схема расположения скважин Fig. 3. Wells location scheme
Рис. 4. Схема расположений скважин с участками ОПР
Fig. 4. Location scheme of wells with the sites of test field operations
работаны и внедрены следующие схемы нагнетания сухого газа в пласт: синусоидальный темп закачки (изменение рабочего пространства в нагнетательных скважинах по лифтовым трубам или по лифтовым трубам и за-трубному пространству); массированная закачка газа в течение определенного времени (количество дней); поочередная закачка в нагнетательные скважины, расположенные рядом друг с другом.
В результате внедрения вышеперечисленных схем управления закачкой удалось сохранить до-бывные возможности по большинству скважин, в продукции которых присутствует сухой газ. Несмотря на достигнутые успехи, остро стоит вопрос повышения эффективности метода, вовлечения в процесс участков, слабо охваченных или не охваченных воздействием. Наиболее целесообразным решением представляется разработка новых способов активного управления процессом воздействия на пласт.
ПРОГРАММА ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ РАБОТ
Специалистами Филиала ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта и ООО «Газпром добыча Краснодар» Вуктыльского ГПУ в 2016 г. разработана Программа опытно-промышленных работ по применению новых технологий увеличения углеводородоотдачи на шести
участках месторождения. Целью Программы стало перенаправление потоков закачиваемого газа и расширение зоны фильтрации по продуктивному разрезу и латера-ли. Всего в Программе задействованы 42 скважины, в том числе семь нагнетательных (рис. 4).
Реализуемые в Программе мероприятия можно разделить на три основные группы.
Разобщение объектов воздействия. Впервые на месторождении были проведены работы по разобщению объектов воздействия сухим газом в нагнетательные скв. 194 (УКПГ-2) и 198 (УКПГ-4) путем установки пакера с отсечением отложений московского яруса (С2т) от нижезалегающих башкирского, серпуховского и визейского ярусов (С2Ь - С^-^. Это позволило осуществлять как раздельную, так и одновременную закачку газа в разновозрастные отложения для регулирования интенсивности воздействия по разрезу (рис. 5). В ходе закачки по новым схемам было подтверждено наличие флюидоупорных пропластков в подошве отложений московского яруса. Это дает новую информацию, положительно влияющую на принятие решений о закачке в другие нагнетательные скважины, при этом только остается учитывать наличие тектонических нарушений.
Перевод добывающих скважин в нагнетательный фонд. На осно-
вании результатов анализа состояния геофлюидальной обстановки для перевода в нагнетательный фонд были выбраны пять скважин (скв. 112, 154, 158, 265, 277) на разных участках месторождения. Основной целью данного мероприятия стало вовлечение в процесс участков, ранее слабо охваченных воздействием закачки сухого газа в пласт:
- для увеличения охвата отложений башкирского и серпуховского ярусов карбона (С2Ь - С1б) воздействием закачанным газом на участке УКПГ-1 (скв. 265) и УКПГ-8 (скв. 277);
- для поддержания зоны фильтрации отложений московского яруса (С2т) и охвата воздействием сухим газом отложения башкирского, серпуховского и визейского ярусов (С2Ь - С^-^ на участке УКПГ-8 (скв. 158);
- для расширения зоны фильтрации отложения московского яруса (С2т) и нижезалегаю-щие (С2Ь - Сг) на участке УКПГ-2 (скв. 112);
- для изменения направления воздействия закачиваемого газа по латерали в целях вовлечения в процесс неохваченных участков месторождения (УКПГ-3 скв. 154).
Перевод нагнетательных скважин в добывающий фонд. На участке УКПГ-1 скв. 84 и УКПГ-2 скв. 249 были переведены в добывающий фонд в целях изменения потоков фильтрации закачивае-
= - Интервал перфорации gg Панер
Interval of perforation , Packer
li 'i11 - Интервал газопоглощающих отложений i - Направление движения закачанного сухого газа Interval of gas-absorbing deposits Direction of the injected dry gas movement
a) a) б) b)
Рис. 5. Конструкция скважины: а) до проведения капитального ремонта; б) после проведения капитального ремонта
Fig. 5. Well construction: a) before major repair; b) after major repair
мого газа, а также перенаправления объемов (40 млн м3/год) на другие участки месторождения.
Контроль за реакцией добывающих скважин на расширение зон воздействия сухим газом осуществлялся путем проведения комплексных газоконденсатных, газодинамических и геофизических исследований. Основными показателями оценки эффективности проведения опытно-промысловых работ (ОПР) по результатам газодинамических и геофизических исследований являются продуктивность скважин и изменение пластового давления в зоне дренирования. По результатам газоконденсат-
ных исследований оцениваются такие параметры, как доля сухого прорывного газа, которая, в свою очередь, зависит от изменения состава добываемой продукции, дебит газа сепарации, добыча ретроградного конденсата (С5+) и ретроградных компонентов С2-С4.
По результатам контроля установлена реакция на мероприятия по 18 из 35 добывающих скважин на разных участках ОПР. Проявление реакции по скважинам отмечается в виде:
- увеличения доли сухого прорывного газа в продукции;
- стабилизации и незначительного увеличения дебита газа сепарации;
- стабилизации или снижения темпа падения пластового давления;
- увеличения добычи ретроградного конденсата (С5+) и ретроградных компонентов С2-С4 за счет изменения интервалов воздействия по разрезу путем вовлечения в процесс фильтрации нижних интервалов продуктивной толщи (С2Ь-С^^);
- блокирования поступления пластовых вод к забоям добывающих скважин.
ВЫВОДЫ
Внедрение ОПР на Вуктыльском месторождении по скважинам, задействованным в Программе, позволило за 1 год 9 мес дополнительно добыть 94 млн м3 газа, 7,3 тыс. т ретроградного конденсата и 2,8 тыс. т ретроградных фракций С3-С4. Результат может быть оценен как отличный, с учетом большого этажа газоносности, расстояний между скважинами (до 4,5 км), наличия разнонаправленных тектонических нарушений и, соответственно, с высокой инертностью пласта.
В связи с принятием в марте 2018 г. Решения ПАО «Газпром» о рассмотрении и подготовке технико-экономического обоснования об использовании Вуктыльско-го НГКМ в качестве подземного хранилища газа результаты проведенных работ, разработанные системы и методы активного управления процессами закачки и отбора газа крайне актуальны. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Юнусова Л.В., Панкратова Е.И. Актуальные вопросы применения технологии воздействия неравновесного газа на газоконденсатную залежь Вуктыльского месторождения // Газовая промышленность. 2016. № S739. С. 66-70.
2. Патент № 2411358 РФ. Способ определения направления фильтрации внешнего газообразного агента в газоконденсатной залежи / Л.В. Юнусова, С.А. Самгина, П.В. Максимов. Заявл. 08.09.2009, опубл. 10.02.2011 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.freepatent.ru/images/patents/49/2411358/patent-2411358.pdf (дата обращения: 21.09.2018).
3. Панкратова Е.И., Юнусова Л.В., Богданов Б.П. Комплексный анализ геолого-геофизических данных и параметров разработки для обоснования системы пластовых залежей в аллохтоне и автохтоне Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения // Георесурсы. 2016. Т. 18. № 2. С. 87-93.
REFERENCES
1. Yunusova L.V., Pankratova E.I. Topical Issues of the Application of Technology for the Effects of Nonequilibrium Gas on the Gas Condensate Deposit of the Vuktylskoe Fild. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2016, No. S739, P. 66-70. (In Russian)
2. Patent No. 2411358 RF. Method for Determination of the Direction of Filtration of the External Gaseous Agent in the Gas Condensate Deposit. L.V. Yunusova, S.A. Smagina, P.V. Maksimov. Submitted September 8, 2009, published October 2, 2011 [Electronic source]. Access mode: http://www.freepatent.ru/images/patents/49/2411358/patent-2411358.pdf (access date: September 21, 2013). (In Russian)
3. Pankratova E.I., Yunusova L.V., Bogdanov B.P. Complex Analysis of Geological and Geophysical Data and Development Parameters for Substantiation of the Reservoir Deposits System in the Allochthon and Autochthon of the Vuktylskoe Oil and Gas Condensate Field. Georesursy = Georesources, 2016, Vol. 18, No. 2, P. 87-93. (In Russian)
