Выявлены некоторые общие для известных сегодня методов повышения нефтеизвлечения геологические факторы, при которых их эффективность резко снижается вследствие бесполезного расходования значительной части вытесняющих агентов в непродуктивных частях объемов залежей: низкая нефтенасыщенность, интенсивная трещиноватость коллекторов, высокая глинистость коллекторов и др.
При обосновании применения нетрадиционных методов следует учитывать, что многие из них дорогостоящие и требуют использования дефицитных реагентов или сложного оборудования, или плотных сеток скважин. Поэтому при их проектировании и внедрении особое внимание следует уделять вопросам экономики.
1.Заводнение с использованием химических реагентов. Эта группа новых методов основана на нагнетании в продуктивные пласты в качестве вытесняющего агента водных растворов химических веществ с концентрацией 0,001-0,4% и более. Обычно в пласте создают оторочки растворов в объеме 10-50% общего объема пустот залежи, которые вытесняют нефть. Затем оторочку перемещают путем нагнетания в пласт обычной воды, называемой в этом случае рабочим агентом. Методы могут применяться при тех же плотностях сеток скважин, что и при обычном заводнении. С их помощью можно существенно расширить диапазон значений вязкости пластовой нефти (до 50 —60мПас), когда возможно применение методов воздействия, в которых большую роль играет заводнение. Применение методов на начальных стадиях разработки позволяет ожидать увеличение коэффициентов извлечения нефти по сравнению с их значением при обычном заводнении на 3-10 пунктов, Ниже кратко характеризуются физико-химические методы с добавкой в воде одного из химических веществ.
1.1.Полимерное заводнение.Наиболее приемлемым считается раствор полиакриламида(ПАА) известкового способа нейтрализации. Добавка ПАА к нагнетаемой воде повышает ее вязкость и, следовательно, уменьшает относительную вязкость пластовой нефти
Это повышает устойчивость раздела между водой и нефтью (фронта вытеснения), способствует улучшению вытесняющих свойств воды и более полному вовлечению объема залежи в разработку.
Метод рекомендуется для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти (10-50мПас). Учитывая возможность снижения приемистости нагнетательных скважин вследствие повышенной вязкости раствора и соответственно снижения темпов разработки залежей, метод целесообразно применять при проницаемости пород-коллекторов более 0,1 мкм2.
При фильтрации раствора в обводненной пористой среде пород происходит адсорбция полимера на стенках пустот, поэтому наиболее эффективно метод может быть применен на новых залежах (с низкой водонасыщенностью пластов), при глинистости коллекторов не более 8 — 10%. Вследствие потери полимерами при высокой температуре способности загущать воду метод целесообразно применять при температуре пластов не выше 80 °С. В последнее время разработаны композиции полимеров с другими химреагентами, позволяющими использовать их и в поздние периоды разработки.
1.2.При щелочном заводнениив качестве химреагентов, добавляемых к нагнетаемой в пласты воде, можно использовать каустическую или кальцинированную соду, аммиак, силикат натрия. При взаимодействии щелочи с органическими кислотами пластовой нефти образуются поверхностно-активные вещества, улучшающие смачиваемость породы. В результате улучшаются отмывающие свойства воды. Метод наиболее эффективен в гидрофобных малоглинистых коллекторах.
На месторождениях Западной Сибири и Татарии в довольно широком объеме осуществляются опытно-промышленные работы по вытеснению нефти оторочкой серной кислоты.
1.3.Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ).Наиболее применимыми считаются растворы пеиогенных ПАВ типа ОП-10. Судя по экспериментальным данным, добавка ПАВ в нагнетаемую воду улучшает отмывающие свойства воды: повышается смачиваемость породы, снижается поверхностное натяжение воды на границе с нефтью и т.д.
Поскольку главным результатом воздействия ПАВ является улучшение смачиваемости, его применение целесообразно при повышенной гидрофобностиколлекторов. Вследствие высокой адсорбционной способности ПАВ в водонасыщенных пластах метод рекомендуют применять с начала разработки. Метод рекомендуется при вязкости пластовой нефти 10 —30мПа-с, проницаемости пласта выше 0,03-0,04 мкм2, температуре пласта до 70 °С. Следует отметить, что по мере накопления материалов о проведении опытно-промышленных работ в разных геолого-промысловых условиях представления об эффективности добавок ПАВ в чистом виде становятся менее оптимистичными. Прирост нефтеотдачи оказывается меньше ожидаемого. В настоящее время популярность приобретают методы, основанные на применении композиций ПАВ и других реагентов.
1.4Применение двуокиси углерода. СО2можно нагнетать в сжиженном виде в пласт в виде оторочки, которую продвигают нагнетаемой вслед за ней водой. Чаще применяют водный раствор СО2, оторочка которого также проталкивается нагнетаемой в пласт водой. Углекислота очень хорошо растворяется в нефти. Переходя в нефть, она увеличивает ее объем в 1,5-1,7 раза, снижает вязкость, что улучшает вытеснение нефти из пор. СО2 не адсорбируется на стенках пустот породы, поэтому метод может успешно применяться на поздних, водных стадиях разработки залежей, с обычным заводнением, т.е. в качестве вторичного при нефтенасыщенности 35 — 40%. Нефтеотдача при этом может быть увеличена на 5-10 пунктов. Большой эффект достигается при вязкости нефти 10— 15 мПа-с. При большей вязкости смесимость СО2 с нефтью ухудшается. Поскольку смесимость улучшается с увеличением давления, следует выбирать объекты с пластовым давлением более 10мПа. По существу, этот метод может быть отнесен и к группе методов смешивающегося вытеснения.
1.5Мицеллярное заводнение. В качестве вытесняющего агента в пласт нагнетают мицеллярный раствор в объеме около 10% пустотного пространства залежи, узкую оторочку которого перемещают более широкой оторочкой буферной жидкости — раствора полимера, а последнюю — водой. Состав мицеллярного раствора: легкая углеводородная жидкость, пресная вода, поверхностно-активные вещества, стабилизатор. Раствор представляет собой микроэмульсию, состоящую из агрегатов (мицелл) молекул, внутри которых молекулы нефти и воды могут перемещаться относительно друг друга. Метод предусматривает достижение близких значений вязкости пластовой нефти, мицеллярного раствора и буферной жидкости. Он предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Для применения известных мицеллярных растворов рекомендуется выбирать залежи нефти в терригенных коллекторах порового типа (нетрещиноватых), относительно однородных, не содержащих карбонатного цемента, во избежание нарушения структуры раствора. Желательна средняя проницаемость пластов более 0,1 мкм2. Остаточная нефтенасыщенность пласта технологически не ограничивает применения метода. Но из-за большой стоимости работ по созданию оторочки экономически целесообразно, чтобы она была более 25-30%.Рекомендуемая вязкость пластовой нефти — от 3 до 20 мПа-с, поскольку при более высокой вязкости требуется и большая вязкость раствора и буферной жидкости, что обусловливает технологические трудности в подготовке и нагнетании растворов. В связи с неблагоприятным влиянием солей на структуру раствора метод целесообразно применять для эксплуатационных объектов, разрабатываемых с внутриконтурным нагнетанием пресной воды. Температура пластов не должна превышать 80 0С.
1.6.Теплофизические методы. Применение этих методов основано на внесении в пласт тепла с поверхности. В качестве теплоносителей применяют пар или горячую воду. Метод вытеснения нефти паромрекомендуется для разработки залежей высоковязких нефтей вплоть до 1000 мПас и более.
В России для залежей с вязкостью нефти 30 — 60 мПа-с теоретически обоснован и получил наибольшее признание процесс, при котором путем нагнетания пара в пласт в нем создается высокотемпературная оторочка в объеме 20 - 30 % от объема пустотного пространства залежи, которая затем перемещается закачиваемой в пласт водой. При большей вязкости нефти нагнетание пара должно быть более продолжительным и даже постоянным. Применение метода позволяет достигать значений коэффициентов извлечения нефти до 0,4-0,6. Метод обеспечивает снижение вязкости пластовой нефти, гидрофилизацию породы-коллектора, тепловое расширение породы и содержащихся в ней жидкостей. Выбор залежей для применения метода основывается главным образом на необходимости создания условий для минимальных потерь тепла, вводимого с поверхности. Глубина залегания пласта ограничивается примерно 1000м во избежание чрезмерно высоких потерь тепла в породы через ствол нагнетательной скважины. Рекомендуемая нефтенасыщенная толщина — 10 - 40м. При меньшей толщине резко возрастают потери тепла в породах, покрывающих и подстилающих продуктивный пласт. При чрезмерно большой толщине горизонта возможен низкий охват воздействием по вертикали. Благоприятны высокие коллекторские свойства пород (коэффициент пористости более 20 %, проницаемость более 0,5 мкм2), поскольку при этом сокращаются потери тепла на нагревание собственно пород продуктивного пласта. Процесс наиболее эффективен при разработке залежей с высокой начальной нефтенасыщенностью, так как при этом потери тепла на нагрев содержащейся в пласте воды минимальны. Нагнетание пара может вызвать усиление выноса породы в добывающие скважины, а также разбухание глин в пласте, приводящее к уменьшению размера пор и к соответствующему снижению проницаемости. Поэтому целесообразно выбирать объекты с пластами, не подверженными разрушениям, с низкой глинистостью (не более 10 %). Более благоприятны для процесса мономинеральные (кварцевые) песчаники, менее благоприятны — полимиктовые, с обломками глинистых пород. Применение метода эффективно при расстояниях между скважинами не более 200 — 300 м. Наиболее крупные проекты разработки залежей с закачкой пара в пласт реализованы на Сахалине и в Республике Коми.
Метод вытеснения нефти горячей водой может применяться для разработки нефтяных залежей высоковязких нефтей с целью повышения коэффициента извлечения нефти и залежей высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина в твердом виде в пласте. Повышение коэффициента извлечения нефти обусловливается теми же факторами, что и при нагнетании пара. Однако этот процесс намного менее эффективен, поскольку для прогрева пласта, вследствие отставания фронта прогрева пласта от фронта вытеснения нефти, требуется закачивать в пласт большие объемы горячей воды (в 3 — 4 раза превышающие объем пустот продуктивного пласта).
Метод применяется для залежей, по которым даже незначительное снижение пластовой температуры в процессе разработки может приводить к выпадению парафина в пласте и закупориванию его пор. Для предотвращения этого следует при заводнении нагнетать воду с температурой, превышающей пластовую на величину ее потерь по пути к забою скважины. Так же, как и при нагнетании пара, выбор объектов для воздействия горячей водой лимитируется величиной теплопотерь в скважине и в пласте.
1.7.Термохимические методы. Они основаны на способности пластовой нефти вступать в реакции с нагнетаемым в пласт кислородом (воздухом), сопровождающиеся выделением большого количества тепла (внутрипластовым "горением"). Таким образом, методы предусматривают генерирование тепла непосредственно в продуктивном пласте путем инициирования процесса горения у забоя нагнетательной скважины и перемещения зоны (фронта) горения по пласту путем последующего нагнетания воздуха.Для разработки нефтяных залежей могут быть применены следующие методы:
-прямоточное сухое горение, когда на забое воздухонагнетательной скважины производится "поджог" нефти и зона горения перемещается нагнетаемым воздухом в направлении к добывающим скважинам;
-прямоточное влажное или сверхвлажное горение, при котором в пласт нагнетаются в определенном соотношении воздух и вода. Это обеспечивает образование впереди фронта горения оторочки пара, т.е. перенос тепла в зону впереди фронта горения, и способствует увеличению коэффициента извлечения нефти при значительном уменьшении расхода нагнетаемого воздуха.
Второй процесс намного более эффективен, так как реализуются те же факторы улучшения механизма вытеснения нефти, что и при нагнетании в пласт пара, и, кроме того, дополнительные факторы, свойственные этому процессу (вытеснение нефти водогазовыми смесями, образующимся углекислым газом, поверхностно-активными веществами и др.). Учитывая необходимость увеличения давления нагнетания воздуха с ростом глубины залегания пластов и современные возможности имеющихся в отрасли компрессоров высокого давления, следует выбирать залежи, расположенные на глубинах до 1500 - 2000м. Методы могут быть рекомендованы для залежей с вязкостью пластовой нефти, от 30 до 1000 мПа-с и более. Такие нефти содержат достаточное количество тяжелых фракций, служащих в процессе горения топливом (коксом). Исходя из технологической возможности и экономической целесообразности процесса, рекомендуется применять его при проницаемости пород более 0,1 мкм2 и нефтенасыщенности более 30 - 35 %. Толщина пласта должна быть более 3 - 4 м. Рекомендации по верхнему пределу толщины в литературе неоднозначны. Среди других рекомендаций имеются указания на то, что при лучшей проницаемости средней части эксплуатационного объекта нефтенасыщенная толщина может достигать 70 - 80м и более. При этом процесс горения, протекающий в средней части объекта, может обеспечивать прогрев и его менее проницаемых верхней и нижней частей. Процесс сухого горения в связи с температурой горения 7000С и выше применим для терригенных коллекторов. При влажном и особенно сверхвлажном процессах горение протекает при температуре 300 — 500 °С, поэтому они применимы как для терригенных, так и для карбонатных коллекторов. Процесс сухого горения эффективен лишь при плотных сетках скважин, до 2 —З га/скв. При реализации влажного горения, благодаря значительным размерам зоны прогрева впереди фронта горения, возможно применение сеток до 12-16 га/скв.
1.8.Методы смешивающегося вытеснения. К этой группе новых методов относят вытеснение нефти смешивающимися с ней агентами: двуокисью СО2, сжиженными нефтяными газами (преимущественно пропаном), обогащенным газом (метаном со значительным количеством С2 - С6), сухим газом высокого давления. Каждый из методов эффективен при определенных компонентных составах и фазовых состояниях нефти и давлении, при котором может происходить процесс смешивания. Вытеснение нефти сухим газом высокого давления наиболее эффективно для залежей с пластовым давлением более 20 МПа, вытеснение обогащенным газом — 10— 20 МПа, сжиженным газом и двуокисью углерода — 8 — 14 МПа. Следовательно, эти методы целесообразно применять для залежей с большими глубинами залегания пластов — более 1000-1200м. Благоприятны также вязкость пластовой нефти менее 5мПас, толщина пластов до 10-15 м. Методымогут использоваться при этом процесс горения, протекающий в средней части объекта, может обеспечивать прогрев и его менее проницаемых верхней и нижней частей, различной проницаемости пластов, но практически их целесообразно применять при низкой проницаемости, когда не удается реализовать более дешевый метод - заводнение. различной проницаемости пластов, но практически их целесообразно применять при низкой проницаемости, когда не удается реализовать более дешевый метод - заводнение.
Методы вытеснения нефти газом высокого давления и обогащенным газом рекомендуются для пластов с высокой нефтенасыщенностью — более 60-70%. Вытеснение углекислым газом, как уже отмечалось выше, может быть достаточно эффективным и при меньшей ее величине (35 — 40%), что позволяет использовать его после значительного обводнения пластов в результате разработки с применением обычного заводнения.
Ввод в разработку новых залежей со сложными геолого-физическими условиями (пониженная проницаемость, макро- и микронеоднородность, повышенная или высокая вязкость нефти и др.) потребовал поиска вытесняющих агентов с более действующими характеристиками.
В последние годы резко возросли масштабы исследовательских и промысловых работ по поиску и применению новых способов воздействия на нефтяные пласты. В них активно включились соответствующие научные организации России. Широко эти работы поставлены в Татарстане, Башкортостане, Удмуртской Республике, Западной Сибири и в других нефтедобывающих районах.
Большое признание нашли методы воздействия, основанные на сочетании двух или более агентов, каждый из которых в отдельности оказывается малоэффективным.
Так, широко применяют физико-химические методы с добавками к воде совместно полимера и ПАВ, а также методы с добавлением к этим двум компонентам кислот или щелочей.
Соотношение компонентов строго дозируется для обеспечения повышенных вытесняющей и отмывающей способностей нагнетаемой воды в конкретных геолого-физических условиях.
Нашел признание разработанный в ТатНИПИнефти метод циклического поочередного нагнетания в пласты воды и добытой из залежи нефти, что способствует увеличению охвата процессом вытеснения залежей с повышенной и высокой вязкостью нефти. Повышению охвата процессом заводнения пластов с низкой вязкостью нефти при их малой проницаемости и неоднородном строении способствует поочередное циклическое нагнетание в них воды и газа.
Сочетание заводнения с газовым воздействием может быть обеспечено также путем некоторого, строго регламентированного выделения в пласте газа из нефти за счет снижения пластового давления менее давления насыщения. Создание таким способом в пласте режима вытеснения газированной нефти водой способствует лучшему вытеснению нефти из малопроницаемых коллекторов.
Большого успеха в разработке залежей вязкой и высоковязкой нефти в сложнопостроенных карбонатных коллекторах добились нефтяники Удмуртской Республики. Для таких залежей малоэффективными оказались и обычное заводнение, и полимерное заводнение, и даже известные тепловые методы, применяемые каждое в отдельности. Созданы и внедряются принципиально новые высокоэффективные технологии теплоциклического воздействия - многократное повторное нагнетание пара и холодной воды через нагнетательные и добывающие скважины, термополимерное воздействие, основанное на сочетании двух таких факторов, как температура и водный раствор полимера (нагнетается прогретый полимер).
Комбинирование различных методов открывает широкие возможности для создания новых технологий разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
Системы и процессы разработки газовых и газоконденсатных залежей имеют ряд особенностей. В отличие от нефтяных газовые залежи разрабатываются без воздействия на пласты, с использованием природной энергии. В связи с этим отбор газа из залежей на протяжении всего периода разработки обычно сопровождается снижением среднего пластового давления — более значительными темпами при газовом режиме и менее значительными — при водогазонапорном.
Снижение пластового давления в разрабатываемых газовых залежах в процессе их разработки приводит к важным последствиям. При взаимодействии залежей с законтурной областью снижение пластового давления в залежах, особенно в крупных, оказывает влияние на состояние пластового давления во всей водонапорной системе, к которой они приурочены. В результате, расположенные вблизи разрабатываемых, новые залежи к началу их освоения могут иметь пластовое давление, пониженное по сравнению с начальным давлением в водонапорной системе. В одновозрастных отложениях также может наблюдаться взаимодействие разрабатываемых залежей, выражающееся в заметном несоответствии скорости снижения пластового давления темпам отбора газа.
Одно из важных последствий падения пластового давления — постепенное снижение дебита скважин в процессе их эксплуатации. В отличие от нефтяных скважин снижение дебита газовых скважин при падении давления происходит даже при сохранении постоянной депрессии на забое скважины. Это обусловлено нарушением линейного закона фильтрации вследствие весьма высоких скоростей движения газа в прискважинной зоне.
При снижении пластового и забойного давлений возрастает величина превышения над ними геостатического давления, что может приводить к заметной деформации пород-коллекторов, особенно в призабойных зонах скважин. В результате ухудшаются коллекторские свойства пород и происходит некоторое снижение дебита скважин. При сниженном пластовом давлении во избежание поглощений промывочной жидкости и других осложнений часто бывает необходимо изменить технологию вскрытия продуктивных пластов в бурящихся скважинах. Одна из важных особенностей газовых залежей заключается в том, что вследствие высокой подвижности газа даже при больших размерах залежей каждая из них представляет собой единую газодинамическую систему, все части которой в процессе разработки в той или иной мере взаимодействуют. Это создает предпосылки для управления процессом разработки путем изменения отборов газа из различных частей залежи с целью перераспределения пластового давления в ее пределах и возможно большего замедления темпов его снижения.
Следующая особенность разработки газовых залежей, также обусловленная высокой подвижностью газа, — высокие дебиты скважин, примерно на два порядка превышающие дебиты нефтяных скважин при одинаковых коллекторских свойствах пластов. Это позволяет обеспечивать достаточно высокие темпы разработки относительно небольшим количеством скважин, т.е. при намного меньшей плотности сеток скважин, чем для нефтяных залежей.
Как отмечалось, по мере снижения пластового и забойного давлений дебит газовых скважин уменьшается. Для увеличения продолжительности периода сохранения достигнутого максимального уровня добычи газа по мере снижения дебита скважин бурят и вводят в эксплуатацию дополнительные скважины. В результате фонд действующих скважин постепенно возрастает. Но и при этом средняя плотность сетки скважин остается намного меньшей, чем при разработке нефтяных залежей. После отбора 60-70% извлекаемых запасов газа бурение скважин обычно прекращают.
По-разному решается вопрос об эксплуатации обводняющихся скважин при разработке нефтяных и газовых месторождений. Нефтяные скважины после появления в них воды продолжительное время эксплуатируются в условиях нарастающей обводненности вплоть до 95 — 99%, после чего выводятся из работы. В результате из обводняющихся скважин отбираются большие объемы попутной воды. При разработке газовых залежей скважины, в которых появилась вода, выводятся из эксплуатации после относительно небольших отборов воды, с восполнением при необходимости действующего фонда сква скважин за счет бурения. Это связано с особенностями промыслового обустройства газовых месторождений.
Свои особенности имеет разработка газоконденсатных залежей. При отборе из залежей газа с использованием природных режимов пластов забойное давление в скважинах, а затем и пластовое давление падают ниже давления начала конденсации. В результате сначала в локальных прискважинных зонах, а затем и повсеместно в пласте начинаются фазовые переходы — часть конденсата выпадает из газа в виде жидкости, оседает в пустотах породы и частично остается в недрах, что обусловливает его потери и снижение коэффициента извлечения конденсата. Конденсат — ценнейшее сырье для нефтехимической промышленности. Поэтому для крупных по запасам газоконденсатных залежей, характеризующихся высоким содержанием конденсата, весьма актуальна проблема применения систем разработки, обеспечивающих поддержание пластового давления выше давления начала конденсации. В настоящее время считают возможным применение для этой цели методов нагнетания в пласт сухого газа или воды.
Более приемлем первый метод, при котором в пласт нагнетается освобожденный от конденсата газ, добываемый из той же залежи, в полном его объеме или частично, в зависимости от того, сколько нужно газа для поддержания пластового давления на заданном уровне. Такой технологический прием называют сайклинг-процессом. Закачку сухого газа в пласт необходимо проводить до тех пор, пока содержание конденсата в добываемом газе не снизится до минимально допустимого с экономической точки зрения. После этого нагнетание газа следует прекращать, нагнетательные скважины переводить в фонд добывающих и залежь разрабатывать как обычную газовую. Внедрение этого процесса сдерживается тем, что значительная часть сухого газа продолжительное время не будет использоваться в народном хозяйстве, а также техническими сложностями реализации процесса.
Важная особенность проектирования разработки газовых и газоконденсатных залежей с малым содержанием конденсата при природных режимах заключается в том, что общее проектное количество добывающих скважин определяют исходя из необходимости обеспечения возможно более продолжительного периода эксплуатации с максимальным уровнем добычи газа.
Проблема достижения проектного коэффициента извлечения газа решается параллельно этим же количеством скважин. С началом падения добычи газа из залежи бурение скважин обычно прекращают. На нефтяных же залежах значительная часть проектных скважин предназначена главным образом для достижения проектного коэффициента извлечения нефти. Бурение таких скважин на участках, где выявлены целики нефти, осуществляется практически до конца разработки залежи,
Строение газовых залежей по сравнению с нефтяными в конечном счете освещается значительно меньшим количеством скважин. В связи с этим при изучении геологического строения залежей и запасов газа особенно важно использовать все возможные косвенные методы — гидродинамические, материального баланса и др.
На выбор систем разработки газовых и газоконденсатных залежей, на динамику годовой добычи газа и на весь процесс разработки сильно влияет их геолого-промысловая характеристика.
Так, характер природного режима во многом влияет на темпы падения пластового давления при разработке и, следовательно, на характер снижения дебита скважин. В свою очередь, это определяет масштабы и сроки бурения дополнительных скважин, При прочих равных условиях при водогазонапорном режиме пластовое давление снижается медленнее, чем при газовом режиме, с повышением активности законтурной области падение давления замедляется. Вместе с тем действие водонапорного режима приводит и к неблагоприятным последствиям. При неоднородности коллекторских свойств газоносных пород по площади и разрезу, а также неравномерности дренирования залежи в разных частях ее объема происходит ускоренное продвижение воды по высокопроницаемым прослоям разреза. Это может стать причиной преждевременного обводнения скважин, расположенных в пределах текущего внешнего контура газоносности.
Следует отметить, что по сравнению с нефтяными залежами в газовых, при проявлении в них напора контурных вод, существуют условия для более неравномерного перемещения воды. Это связано с тем, что кондиционные пределы проницаемости пород для газа значительно ниже, чем для нефти и воды, и поэтому объективно повышается неоднородность пластов за счет включения в эффективный объем залежи пород, непроницаемых для нефти и воды. В результате создаются условия для весьма неравномерного внедрения воды в газовые залежи по проницаемым для нее прослоям. В рассматриваемых условиях особо важное значение приобретает регулирование отборов газа по толщине продуктивных отложений с целью максимально возможного выравнивания скорости внедрения воды. Необходимо выполнение большого объема работ в скважинах по изоляции (выключению из работы) обводненных интервалов. Вместе с тем, как показывает опыт разработки, даже при высокой организации работ по управлению процессом разработки неравномерное перемещение воды, обусловленное неоднородностью пород, приводит к увеличению потерь газа в недрах.
В связи с разной степенью неоднородности продуктивных горизонтов значение коэффициента извлечения газа при водонапорном режиме колеблется в довольно широком диапазоне. На залежах с умеренной неоднородностью коллекторских свойств можно достичь высокого значения коэффициента извлечения, близкого к таковому при газовом режиме (0,9 — 0,95). При высокой геологической неоднородности конечный коэффициент извлечения газа остается намного меньшим.
Характер природного режима залежи и строение продуктивной части отложений следует учитывать при размещении добывающих скважин по ее площади.
В условиях газового режима при умеренной неоднородности коллекторских свойств предпочтительнее равномерное размещение скважин на всей площади залежи. При неоднородном строении пластов, выражающемся в наличии в пределах залежи зон с высокой продуктивностью, целесообразно размещение скважин именно в этих зонах, т.е. неравномерное по площади. Если коллекторские свойства улучшаются в направлении к сводовой части залежи, размещать скважины целесообразно главным образом в наиболее повышенной части структуры.
При размещении скважин на газовой залежи с водогазонапорным режимом следует исходить из соображений обеспечения возможно более равномерного внедрения краевой воды в залежь. Поэтому задача размещения скважин должна решаться в сочетании с задачей вовлечения в процесс дренирования всей газонасыщенной толщины пород в скважинах. Выполнение этого условия в большей степени обеспечивает равномерная сетка размещения скважин.
Геологическое строение залежей оказывает влияние на решение вопроса о выделении эксплуатационных объектов, разбуриваемых самостоятельными сериями скважин. Залежи массивного строения, представляющие собой четко выраженные единые гидродинамические системы, даже в случае большой толщины продуктивных отложений, достигающей нескольких сот метров, при газовом режиме можно разрабатывать одной серией скважин, т.е. как единый эксплуатационный объект. При пластовом строении залежей в условиях затрудненной сообщаемости пластов и большой суммарной газонасыщенной толщине как при газовом, так и при водонапорном режиме целесообразнее выделять два-три объекта разработки. Такое решение обеспечивает большие возможности управления разработкой каждого из объектов. При сходности коллекторских свойств пластов в условиях пластового строения залежи и относительно небольшой суммарной толщины пластов по экономическим соображениям может оказаться целесообразным и объединение всех пластов в один эксплуатационный объект.
Возможен и такой вариант разбуривания, когда первую очередь скважин, необходимых для опытно-промышленной эксплуатации, бурят со вскрытием всех пластов залежей. При инфильтрационной природе пластового давления (а именно в этих условиях наиболее вероятно проявление активного водогазонапорного режима) глубина залегания продуктивного пласта определяет величину начального давления. Последнее же влияет на начальные дебиты скважин и на динамику добычи газа из залежи.
При разработке газоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления влияние геологических факторов на выбор системы и на показатели разработки еще более увеличивается. Обоснование расположения нагнетательных и добывающих скважин и эффективность процесса воздействия на газоконденсатную залежь во многом будут определяться теми же геологическими факторами, что и при нагнетании воды в нефтяную залежь, — размером залежи, ее тектоническим строением, коллекторскими свойствами пород, характером и степенью макро- и микронеоднородности и др. При небольших размерах залежи, значительных углах падения пород и отсутствии взаимодействия залежи с законтурной областью (залежь литологического типа с наличием "запечатывающего" слоя у ее основания) предпочтение может быть отдано варианту с размещением нагнетательных скважин во внутренней, а добывающих — во внешней части залежи. Этот вариант имеет следующие преимущества: направленность вытеснения более плотного пластового газа менее плотным сухим сверху вниз, что обеспечивает высокую эффективность процесса; отсутствие геологических предпосылок для оттеснения части пластового газа за пределы залежи.
При хорошей связи газоконденсатных залежей с водонапорной системой, особенно при пологом залегании пластов, большие преимущества имеет вариант с размещением нагнетательных скважин в периферийной части залежей, а добывающих — во внутренних частях залежей. Это обеспечивает условия для продолжительной безводной эксплуатации добывающих скважин. Повышение пластового давления в зоне расположения нагнетательных скважин резко снижает возможность внедрения в залежь контурной воды. Большая площадь газоносности служит благоприятной предпосылкой для равномерного размещения добывающих и нагнетательных скважин по площади.
Газоконденсатные залежи с применением заводнения могут разрабатываться при высокой проницаемости пород-коллекторов, обеспечивающей достаточную приемистость нагнетательных скважин. На небольших залежах более целесообразно законтурное заводнение, на больших — внутри-контурное — площадное или с расположением нагнетательных скважин рядами.
Влияние геологической неоднородности пластов на разработку газоконденсатных залежей весьма существенно при использовании любого рабочего агента. При нагнетании сухого газа могут произойти преждевременные прорывы его к забоям добывающих скважин. Это скважинах пласты вскрывают выборочно. Значительно влияет на системы разработки и обустройства газовых месторождений снижает эффективность процесса извлечения конденсата из недр, приводит к. увеличению его продолжительности и требует значительного суммарного объема закачиваемого газа. При заводнении из-за неоднородности пластов возможно опережающее движение воды по наиболее проницаемым прослоям, преждевременное обводнение добывающих скважин.
Большое влияние на выбор системы разработки газовых и газоконденсатных залежей, и в первую очередь на количество скважин, оказывает прочность пластов-коллекторов, т.е. устойчивость против разрушения при эксплуатации скважин. Вследствие высоких дебитов газовых скважин разрушение призабойных зон пластов носит более интенсивный характер, чем при эксплуатации нефтяных скважин. Наиболее подвержены разрушению терригенные породы — слабосцементированные и с легко разрушающимся глинистым цементом. Разрушение пород особенно активизируется при обводнении скважин, поскольку вода способствует разбуханию и деформации цемента. Торможение этого процесса может быть обеспечено установкой в скважинах против дренируемых пластов специальных фильтров, проведением мероприятий по управлению процессом разработки для продления периода безводной эксплуатации скважин, ограничением дебита скважин. В последнем случае требуется соответствующее увеличение количества скважин для обеспечения заданной динамики добычи газа.
Как видно из изложенного, геологические факторы оказывают большое влияние на выбор системы и условия разработки газовых и газоконденсатных месторождений, но на их основе даются лишь предварительные рекомендации о возможных технологических решениях. Это обусловлено тем, что на выбор систем разработки газовых залежей в большей степени по сравнению с нефтяными влияют такие факторы, как заданный темп разработки месторождения, соответствующая ему скорость снижения пластового давления, требующийся комплекс промысловых сооружений и необходимые сроки их строительства при разных вариантах размещения скважин, технические возможности по закачке в пласты газа или воды и др.
Так же, как и по нефтяным месторождениям, рациональные системы разработки газовых месторождений, учитывающие весь комплекс факторов, обосновываются путем газо-гидродинамических расчетов нескольких вариантов разработки, наиболее полно учитывающих геолого-промысловую характеристику месторождения, и выбора оптимального варианта по результатам сравнения их технико-экономических показателей. Эти вопросы рассматриваются в курсе "Разработка нефтяных и газовых месторождений".
