С большим этажом газоносности

Разведочные скважины

При наличии в газоконденсатном пласте нефтяной оторочки промышленных размеров или большого этажа газоносности (более 300 м) пластовый газ в различных участках структуры может содержать неодинаковое количество пентанов и вышекипящих. Поэтому отбор проб необходимо производить из такого числа скважин (считаясь с местоположением нефтяной оторочки и наличием тектонических нарушений), чтобы обеспечить получение достаточно точных данных по содержанию пентанов и вышекипящих. Статистика показывает, что при подготовке подсчетных параметров по крупным массивным залежам без нефтяной оторочки (с запасом газа более 250 млрд.м³ ) на одну скважину, в которой опробовается два-три газоконденсатных объекта, приходится 16-21 млрд.м³, т.е. на один опробованный объем приходится 5-10 млрд.м³ балансовых запасов газа по категории С₁ .

Для крупных пластовых залежей (75-200 млрд.м³ ) без нефтяной оторочки на одну скважину (один объект опробования) приходится 5-10 млрд.м³ балансовых запасов газа по категории С₁.

Для мелких (20-75 млрд.м³) пластовых залежей с нефтяной оторочкой среднестатистически на одну скважину (один объект опробования) приходится меньше 5 млрд.м³ балансовых запасов газа категории С₁. При этом обязательно должны быть отобраны пробы газа и конденсата из скважин, расположенных в своде структуры, вблизи нефтяной оторочки и в промежуточном участке. Среднее содержание пентанов и вышекипящих рассчитывается как средневзвешенное по объему запасов.

При таком объеме исследований 25-50% опробованных объектов оказываются информативными в области газоконденсатной характеристики.

Если же объем балансовых запасов газа, приходящихся на один опробованный объект, превышает среднее значение, то количество информативных объектов, как правило, падает до 10% от общего числа опробованных объектов на данной залежи.

Эксплуатационные скважины

Массивные газоконденсатные залежи (с этажом газоносности от 300 до 1500 м) характеризуются изменением состава пластовой смеси в пределах продуктивной толщи. Интервал перфорации в эксплуатационных скважинах на таких месторождениях нередко достигает 600 м.

На многопластовых газоконденсатных месторождениях несколько (два или три) пластов объединяются в один эксплуатационный объект и разрабатываются одной сеткой скважин. При исследовании таких скважин необходимо учитывать неоднородность фильтрационно-емкостных свойств продуктивного разреза и изменение пластовой смеси в пределах продуктивной толщи.

Исследования эксплуатационных скважин проводятся для определения текущей газоконденсатной характеристики залежи, планирования добычи и списания запасов конденсата. В случае совместной эксплуатации в одну лифтовую колонну газоконденсатного и нефтяного эксплуатационных объектов или пластов с помощью газоконденсатных исследований можно определить долю нефти в жидкой продукции скважины, использовать эти данные для списания запасов нефти и контроля за разработкой нефтяного пласта.

На основании промысловых геофизических исследований массивных карбонатных залежей установлено, что приток пластового газа к скважине наблюдается не по всему пробуренному продуктивному разрезу, а из отдельных ограниченных интервалов (супер-коллекторов). Подпитка супер-коллекторов производится через поверхность контакта их с матрицей - основной массой газовмещающих пород.

Многолетние повторные исследования действующих скважин свидетельствуют о сохранении работающих интервалов во времени. При совместной эксплуатации нескольких интервалов профиль притоков будет иметь свою продуктивную характеристику, следовательно, при изменении режима основное изменение поступления газа в скважину будет определяться наиболее продуктивными интервалами. В табл. 4 приведены результаты исследования скв. 118 месторождения Вуктыл.

По результатам исследования 1977 г. установлено, что основным газоотдающим является интервал 2978-2964 м, поэтому относительный дебит этого интервала будет увеличиваться с ростом дебита скважины, в то время как по другим интервалам относительный дебит уменьшается.

Таблица 4

Результаты газоконденсатных исследований скв. 118 свидетельствуют о снижении содержания конденсата в добываемом газе с увеличением дебита (табл. 5). Сопоставляя данные из табл. 4 и 5, видно, что изменение режима работы скважины вызвало уменьшение притока из нижнего интервала, что и должно было сказаться на общем уменьшении удельного содержания конденсата в добываемого газе.

Таблица 5

В конце 1979 г. на скв. 118 была проведена СКО интервала 3175-3172 м с временной изоляцией вышележащего разреза. В результате СКО продуктивность скважины улучшилась (см. табл. 4 и 5) - дебит в 600 тыс.м³/сут достигался уже при депрессии вдвое меньшей. В результате СКО произошло перераспределение относительных дебитов.

Исследования июня-июля 1980 г. показывают, что при большем дебите газа конденсата получается больше за счет увеличения относительного дебита интервала с большим содержанием конденсата.

На основании результатов этих исследований можно сделать вывод, что в условиях одновременного вскрытия значительной толщи продуктивного массива или одновременной эксплуатации нескольких пластов с резко выраженной неоднородностью коллекторов содержание конденсата в добываемом газе обуславливается положением основных газоотдающих интервалов по этажу газоносности и соотношением их продуктивных характеристик.

При одновременной эксплуатации газоконденсатного и нефтяного объектов одной лифтовой колонной на поверхности получают смесь нефти с конденсатом.

Ни дебитометрия, ни изучение фазового поведения рекомбинированной смеси не дают возможность определения доли нефти в полученной на поверхности углеводородной жидкости.

Решить эту задачу можно путем построения графиков зависимостей физико-химических характеристик смеси нефть-конденсат от концентрации нефти в смеси (рис. 34-38). Рисунки построены на примере скв. 305 месторождения Карачаганак.

Рис.34. Зависимость значений молекулярной массы, плотности,