СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ УГЛЕВОДОРОДОВ В НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ Российский патент 2017 года по МПК E21B43/16 E21B43/26 

Изобретение относится к газонефтедобывающей отрасли, а именно к разработке залежей с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов в низкопроницаемых отложениях (пластах). Примерами таких залежей являются газоконденсатные залежи в ачимовских отложениях Уренгойского месторождения, залежи нефти в отложениях доманика, залежи углеводородов в абалакской и баженовской свите.

Актуальность рассматриваемой проблемы связана с высокими геологическими и низкими извлекаемыми запасами в таких объектах.

Так, традиционные способы разработки залежей в баженовской свите отличаются низкими (порядка 3-5%) значениями коэффициента извлечения нефти (КИН) из-за быстрого падения дебитов добывающих скважин [Автореферат докторской диссертации Кокорева В.И. Технико-технологические основы инновационных методов разработки месторождений с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными запасами нефти, 2010, с. 13-14]. А геологические запасы нефти в баженовской свите по разным оценкам составляют миллиарды тонн. Особенность залежей нефти в баженовской свите состоит в крайне низкой проницаемости матрицы коллектора (десятые и сотые доли миллидарси), наличии зон естественной трещиноватости, разделении запасов углеводородов на подвижную легкую нефть и связанные углеводороды в керогенсодержащей матрице.

Ачимовские залежи недоразведаны. Касательно запасов газа речь идет о нескольких триллионах кубических метров, а запасы конденсата составят не один миллиард тонн. Имеются случаи, когда скважины вскрывают нефтяные оторочки и даже небольшие залежи нефти. Особенности ачимовских отложений - проницаемость на уровне единиц и десятых доле миллидарси, аномально высокое пластовое давление (АВПД) на уровне 600 ат при давлении начала конденсации 400 ат, высокий начальный конденсатогазовый фактор (КГФ) - по большинству проб отобранных из ачимовских отложений находится в пределах от 280 до 380 г/м³, но имеются определения значений КГФ на уровне 450 г/м³. Здесь также имеет место быстрое падение дебитов добывающих скважин по газу и конденсату из-за снижения проницаемости коллектора и формирования конденсатных валов в окрестности скважин при их эксплуатации.

Известен способ разработки залежей нефти в отложениях баженовской свиты [Способ разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты. Патент РФ на изобретение №2513963, Заявлено: 08.10.2012 Опубликовано: 20.04.2014 (бюл. 11) / Дмитриевский А.Н., Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М., Закиров И.С., Аникеев Д.П., Ибатуллин Р.Р., Якубсон К.И.]. Он включает бурение добывающих и нагнетательных скважин и закачку в пласт газа. На скважинах реализуется циклическая, трехэтапная схема смены технологических режимов эксплуатации.

На первом этапе в нагнетательную скважину газ закачивают в течение времени Т1, за которое происходит повышение пластового давления, растворение жидких углеводородов и высвобождение их из связанного состояния в керогенсодержащей матрице.

На втором этапе нагнетательная и добывающие скважины после времени Т1 простаивают в течение времени (Т2-Т1), за которое продолжается растворение указанных углеводородов и происходит выравнивание пластового давления, сопровождающееся дальнейшим проникновением газа в низкопроницаемую керогенсодержащую матрицу.

Во время третьего этапа в эксплуатацию вводят добывающие скважины на период времени (Т3-Т2). После этого вновь начинают процесс закачки газа в нагнетательную скважину.

Недостатками данного способа являются:

- Необходимость одновременного простоя как нагнетательной, так и добывающей скважины, что приводит к неэффективной эксплуатации инфраструктуры и снижению темпов добычи.

- Низкая проницаемость пласта замедляет передачу воздействия от нагнетательной к добывающей скважине, что приводит к большим задержкам между началом закачки и проявлением ее эффекта на добывающих скважинах.

- В патенте не предусмотрены меры по увеличению продуктивности добывающих скважин.

Для газоконденсатных залежей известна группа технологий, включающих полный или частичный возврат в пласт добытого газа после отделения конденсата. Для них используется термин "сайклинг-процесс". В литературе различают полный сайклинг-процесс - когда весь добытый газ, после извлечения из него конденсата, возвращается в пласт.И частичный, при котором возвращается в пласт некоторая часть добытого газа.

Известна разновидность сайклинг-процесса [Способ разработки газоконденсатной залежи. Патент РФ №2386019 / Закиров С.Н., Индрупский И.М., Рощина И.В., Закиров Э.С., Аникеев Д.П., Ваганова М.Н.], предложенная для газоконденсатных залежей с резко неоднородными коллекторами. Авторы предлогают способ разработки с системой горизонтальных скважин для добычи и закачки газа. Поддержание пластового давления (ППД) осуществляют за счет организации полного сайклинг-процесса. Используют специальную схему размещения скважин для повышения коэффициента охвата в резко неоднородном коллекторе и снижения негативного влияния подошвенной воды.

Недостатками данного способа являются следующие.

1. Рентабельная добыча газа из низкопроницаемых залежей требует поддерживать забойные давления много ниже давления начала конденсации, к тому же снижающиеся во времени. Поэтому при реализации данного способа на залежах с высоким КГФ в районе добывающих скважин формируются зоны накопления выпавшего конденсата ("конденсатные валы"). Повышенное содержание конденсата в пласте снижает фазовую проницаемость по газу и продуктивность газодобывающих скважин. Данный эффект наблюдают при фактической разработке ачимовских отложений [Граф Т. Вертикальная и горизонтальная интеграция для преодоления крайне сложных проблем при эксплуатации низкопроницаемых газоконденсатных отложений Ачимовской свиты. // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE, 14-16 октября 2014, Москва, SPE-171169 - RU с. 5-6]. Кроме того, проницаемость пласта в районе добывающих скважин снижается и из-за геомеханических эффектов (деформация коллектора и смыкание трещин).

2. В низкопроницаемых пластах замедлена передача энергии от зон нагнетания к зонам отбора, что приводит к снижению уровней добычи. А в случае неполной компенсации объемов добычи закачкой (из-за извлечения конденсата из газа перед обратной закачкой) влияние нагнетания может вообще не доходить до зон отбора.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ разработки нефтегазовой залежи с трещиноватым коллектором [Способ разработки нефтегазовой залежи с трещиноватым коллектором. Авторское свидетельство СССР SU №1656117// Закиров С.Н., Бакиров Э.А., Бениахия А. и др]. Предполагается, что изначально месторождение разрабатывают на режиме истощения пластовой энергии. Закачку вытесняющего агента осуществляют после снижения пластового давления на 10-20% ниже гидростатического или давления смешивающегося вытеснения. В качестве вытесняющего агента используют воду или газообразные агенты. Закачку осуществляют до восстановления давления до гидростатического или давления смешивающегося вытеснения и поддерживают его постоянным на этом уровне. Такая последовательность операций способствует формированию микро- и макротрещин в объеме пласта, что приводит к повышению проницаемости и вовлечению в разработку не охваченных воздействием зон.

Недостатками данного способа являются:

- использование при разработке месторождения только вертикальных скважин;

- эксплуатация месторождения на режиме истощения пластовой энергии в начальный период времени, что в низкопроницаемых коллекторах приводит к отмеченным выше проблемам;

- отсутствие специальных операций для повышения продуктивности добывающих скважин.

В основу изобретения положена задача обоснования способа разработки, позволяющего повысить коэффициенты извлечения углеводородов: газоотдачи (КИТ), конденсатоотдачи (КИК), нефтеотдачи и продуктивность добывающих скважин в низкопроницаемых отложениях. Последнее обеспечит рост текущих темпов добычи нефти, газа, конденсата.

Выполнение поставленной задачи достигается тем, что предлагаемый способ разработки залежи углеводородов в низкопроницаемых отложениях, включающий бурение добывающих скважин, реализацию циклов снижения и повышения давления с использованием нагнетания метансодержащего агента для создания сети микро- и макротрещин, отличается тем, что разбуривание осуществляют системой горизонтальных скважин с изменяющимися технологическими функциями при их эксплуатации в повторяющихся циклах снижения и повышения давления, каждый из которых состоит из этапов добычи углеводородов, простоя скважины, закачки метансодержащего газового агента в ту же скважину, повторного простоя.

При этом могут бурить дополнительные нагнетательные горизонтальные скважины в низкопроницаемых зонах и осуществлять в них с начала разработки или с иного экономически обоснованного момента времени закачку метансодержащего агента нагнетания. При достижении объема закачанного агента нагнетания на конец этапа нагнетания по участку залежи на уровне 20-30% от углеводородонасыщенного порового объема участка могут осуществлять перевод одной части скважин в режим непрерывной добычи, а другой - в режим непрырывного нагнетания. В качестве агента нагнетания могут использовать сухой углеводородный газ или сухой углеводородный газ с предварительной закачкой оторочки СO₂ или углеводородного растворителя, например широкой фракции легких углеводородов или толуола, или сухой углеводородный газ, обогащенный СO₂. В качестве агента нагнетания в нагнетательных скважинах могут использовать водогазовую смесь.

Способ осуществляют следующим образом.

1. Строят 3D газогидродинамическую модель залежи, проводят расчеты и обосновывают проектную систему размещения и режимы эксплуатации горизонтальных скважин. Месторождение разбуривают по проектной сетке. Формируют систему обустройства так, чтобы она позволяла осуществлять сепарацию продукции и закачку в пласт сухого газа, а также эксплуатацию отдельных скважин в режимах закачки агента нагнетания, а также добычи углеводородов. В качестве сухого газа на нефтяных месторождениях могут использовать газ, например, с первой ступени сепарации. На газоконденсатных месторождениях - газ после отделения конденсата и других ценных (пропанбутановая фракция, гелий), а также кислых компонентов, например сероводорода.

В качестве дополнения к закачке сухого газа при наличии источников и технико-экономической целесообразности могут закачивать сухой газ, обогащенный СO₂, или с оторочкой СO₂, или с оторочкой углеводородного растворителя. В качестве углеводородного растворителя могут использовать, например, широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) или толуол.

При осуществлении закачки СO₂ дополнительно устанавливают оборудование для извлечения СO₂ из добываемой продукции или из продуктов сгорания на объектах обустройства.

2. Добывающие скважины эксплуатируют в циклическом режиме. Чередуют периоды добычи и закачки, разделенные интервалом простоя. В каждом цикле добычу пластовых углеводородов из скважины осуществляют до снижения продуктивности на 30-50% ниже начального значения на текущем цикле. Для газоконденсатных месторождений с высоким КГФ дополнительным критерием остановки является заметное уменьшения КГФ добываемой продукции за короткий промежуток времени (менее полугода эксплуатации). После остановки скважины выдерживают ее в состоянии простоя не менее 5-7 дней для выравнивания давления, релаксации напряженно-деформированного состояния породы и стабилизации системы трещин в зоне, охваченной деформационными воздействиями при снижении забойного и пластового давления.

Более обоснованными данными для определения времени простоя скважины будут результаты мониторинга призабойного шума с помощью поверхностных сейсмических приборов.

В процессе простоя скважины регистрируют кривую восстановления давления (КВД). Осуществляют интерпретацию КВД и оценивают по ней следующее параметры: текущее пластовое давление, для газоконденсатных залежей - параметры конденсатного вала (протяженность и распределение/среднее снижение фазовой проницаемости для газа в зоне выпадения конденсата), а также снижение проницаемости пласта и изменение скин-фактора по углеводородам из-за падения давления и сопутствующего смыкания микротрещин и уплотнения коллектора.

После окончания этапа простоя начинают закачку газового агента в скважину. Так как для закачки используют часть ранее добытого и осушенного газа, то для газоконденсатных залежей можно говорить о реализации специальной разновидности частичного сайклинг-процесса. Для рассматриваемого способа авторы предлагают использовать термин "очищающий частичный сайклинг-процесс".

На нефтяных месторождениях и газоконденсатных месторождениях с текущим низким значением КГФ основными эффектами от закачки газа в добывающие скважины будут:

- восстановление пластового давления в призабойной зоне и зоне дренирования скважины, что повышает потенциальное содержание конденсата в газе, способствует проникновению закачиваемого агента в низкопроницаемые зоны и его воздействию на недренируемые запасы углеводородов;

- гео-, механо-, динамические процессы, согласно авторским экспериментам, формируют микро- и макротрещиноватость коллектора с последующим раскрытием ранее сформировавшихся трещин.

На газоконденсатных месторождениях с высоким КГФ дополнительным эффектом будет расформирование конденсатного вала и испарение части жидкого конденсата в газовую фазу. То есть будет происходить очистка призабойной зоны от жидкой углеводородной фазы. Этот эффект нашел отражение в предлагаемом авторами термине "очищающий частичный сайклиг-процесс".

Удаление жидкой углеводородной фазы из зоны конденсатного вала позволит сократить неизбежные потери конденсата и газа из-за блокирующего действия конденсатных валов и повысить продуктивность скважины на следующем цикле отбора.

При наличии в отложениях низкопроницаемой матрицы, содержащей малоподвижные или связанные углеводороды, закачиваемый газ будет проникать за счет фильтрационных и диффузионных процессов в матрицу, вызывая набухание малоподвижных или связанных углеводородов с частичным переводом их в подвижное состояние и поступлением затем углеводородов из матрицы в зону, гидродинамически связанную со скважинами. В частности, такие процессы ожидаемы для углеводородов, связанных с керогенсодержащей матрицей, в залежах баженовской свиты.

С использованием всех полученных на предыдущих этапах данных уточняют 3D газогидродинамическую модель залежи в целом или секторную модель участка, включающего рассматриваемую скважину. Проводят оперативные технико-экономические расчеты по обоснованию оптимальных параметров и продолжительности закачки газового агента на данном цикле для данной скважины. При этом учитывают эффекты повышения пластового давления, снижения потерь конденсата в пласте, частичного восстановления фазовой проницаемости по углеводородам, увеличения проницаемости из-за разуплотнения коллектора и формирования микротрещин, частичного испарения выпавшего конденсата.

Если используют вариант с закачкой оторочки СO₂ или углеводородного растворителя, или сухого газа, обогащенного СO₂, то объем оторочки или концентрацию СO₂ и интенсивность закачки также оценивают на газогидродинамической модели с учетом динамики растворения жидкой углеводородной фазы в закачиваемом агенте при данном его составе.

Закачку газа в скважину останавливают после превышения забойного давления на 20-50 атм над величиной забойного давления на начало данного цикла.

После завершения закачки скважину останавливают минимум на 3-7 дней, или это время корректируют по данным сейсмического мониторинга. За это время в пласте закачанный агент взаимодействует с пластовыми углеводородами, вызывая растворение конденсата, проникновение агента в низкопроницаемую матрицу и взаимодействуя с углеводородами в ней. В процессе простоя скважины (после закачки) регистрируют и интерпретируют кривую падения давления (КПД). По КПД оценивают текущее пластовое давление, остаточные параметры конденсатного вала, степень восстановления проницаемости пласта и изменение скин-фактора.

После проведения исследований начинают добычу углеводородов из пласта (возможно, с примесью СO₂ или растворителей) из скважины на новом цикле. Если ранее в эту скважину или в соседние закачивался СO₂ или растворители, то осуществляют мониторинг их содержания в добываемой продукции.

Циклы по разным скважинам совмещают во времени таким образом, чтобы в каждый период времени обеспечить проектный уровень добычи нефти или газа. То есть в период закачки газа в одни скважины в пределах куста или участка, другие продолжают эксплуатировать в режиме добывающих.

3. Дополнительно к циклическим закачкам газа в добывающие скважины производят технико-экономическую оценку целесообразности нагнетания в низкопроницаемые зоны сухого газа, сухого газа с оторочкой СO₂, или углеводородного растворителя, или сухого газа, обогащенного СO₂, или водогазовой смеси. Такую дополнительную закачку могут проводить как с начала разработки, так и в более поздний период. В случае положительных результатов оценки обосновывают число, места размещения и режимы эксплуатации дополнительных нагнетательных горизонтальных стволов (ГС), оптимальный агент нагнетания. Осуществляют бурение нагнетательных ГС в низкопроницаемых зонах и их эксплуатацию с заданными параметрами.

Проникновение газа в низкопроницаемые зоны будет обеспечивать более эффективное поддержание пластового давления, а также вытеснение дополнительных объемов нефти или жирного (с конденсатом) пластового газа в зоны, дренируемые добывающими скважинами.

Использование водогазовой смеси имеет недостатки в виде меньшей технологической эффективности и частичного защемления водой пластовых углеводородов. Но оно может быть предпочтительным из-за меньших затрат на нагнетание метансодержащей смеси в пласт без использования дорогостоящих компрессоров.

Обычно непривлекательное для реализации в низкопроницаемых породах водогазовое воздействие может оказаться эффективным в результате реализованных гео-механо-динамических процессов.

4. При достижении объема закачанного агента нагнетания на конец этапа нагнетания по участку залежи на уровне 20-30% от углеводородонасыщенного порового объема участка возможно дальнейшее повышение эффективности разработки за счет изменения способа эксплуатации залежи. Видоизмененный способ предполагает перевод одной части скважин в режим непрерывной добычи, а другой в режим непрерывного нагнетания. Для этого при достижении указанного критерия проводят технико-экономические расчеты, подтверждающие или опровергающие необходимость изменения способа эксплуатации залежи.

Возможность указанного способа трансформации системы разработки предусматривают при начальном планировании числа и места положения скважин, учитывая их возможный перевод в режим постоянной закачки или добычи. Для этого проводят предварительные технико-экономических расчеты, рассматривающие разные варианты.

5. Вследствие принципиальной новизны предлагаемого способа разработки, а также различий в геолого-промысловых показателях реальных объектов оптимальные значения продолжительности эксплуатации скважин в режиме добывающих, простаивания до начала закачки агента, продолжительность закачки агента, время простоя после закачки, минимальные и максимальные величины забойных давлений в начале и конце циклов отбора и закачки соответственно целесообразно устанавливать по результатам опытно-промышленных работ (ОПР).

Краткое описание чертежа

На фиг. 1. представлена зависимость коэффициента продуктивности (отношения расхода к перепаду давления) от изменяющегося внутрипорового (пластового) давления, определенная на одном из исследований кернов месторождения Тенгиз. Точка 1 соответствует моменту начала эксперимента. Точка 2 - окончание первого этапа снижения давления. Точка 3 - максимальное давление при его обратном увеличении. Точка 4 - окончание этапа повторного снижения давления. Стрелками показано направление изменения коэффициента продуктивности в процессе эксперимента.

Практическая обоснованность предлагаемого способа

1. В настоящее время на многих месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами широкое распространение получила технология (возникшая в США) многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП). Наряду с приверженцами данной технологии, в мире немало ее противников, в основном, из экологических соображений. Поэтому не случайно правительства рядов штатов США наложили вето на эту технологию.

Авторы заявки относятся с осторожностью к данной технологии не только из-за экологических проблем. Представляется, что такая технология может быть причиной разгерметизации кровли пласта с последующим расформированием запасов газа и конденсата в разрабатываемой залежи. Поэтому в заявке сделана попытка создания альтернативы к МГРП за счет управления гео-механо-динамическими процессами. Тем более, что стоимость проведения МГРП на одной скважине в некоторых случаях сопоставима со стоимостью бурения самой горизонтальной скважины с протяженностью горизонтального ствола около 1000 м.

2. Основой предлагаемой альтернативы для разработки низкопроницаемых коллекторов являются результаты выполненных в 80-х годах лабораторных экспериментов применительно к уникальному месторождению Тенгиз [С.Н. Закиров. Разработка газовых, газоконденсатных и нефте-газоконденсатных месторождений. С. 574-577].

Деформационные процессы в природных пластах при разработке месторождений давно изучались за рубежом и в СССР, а также в России. Традиционные лабораторные эксперименты обычно проводились и до сих пор проводятся по следующей методике.

Исследуемый керн помещается в кернодержатель, позволяющий моделировать влияние эффективного давления (разницы между горным и внутрипоровым давлением в пласте) на изменение коэффициентов пористости и проницаемости. При этом через керн фильтруется газ (или вода) при фиксированном, обычно невысоком давлении (несколько атмосфер). Внешняя поверхность керна подвергается изменяющемуся воздействию гидрообжима, который воспроизводит изменяющееся эффективное давление. Во всех известных публикациях иллюстрируется, что с ростом эффективного давления как пористость, так и проницаемость керна снижаются. А при его снижении - восстанавливаются, но не полностью.

В указанных нетрадиционных лабораторных исследованиях моделировалось горное давление (до 1000 ат) и реальное внутрипоровое давление до 600 ат (фиг. 1). В эксперименте происходило снижение пластового (внитрипорового) давления (отрезок 1-2), обратное повышение давления (отрезок 2-3) и повторное снижение (отрезок 3-4). Направление изменения коэффициента продуктивности в процессе эксперимента показано стрелками.

Изменение коэффициента продуктивности в эксперименте, представленном на фиг. 1, напрямую связано с изменением проницаемости керна. Результаты выполненных экспериментов говорят о следующем. Если при разработке месторождения пластовое давление снижается, то коэффициент проницаемости, как обычно, снижается (участок 1-2). Однако при последующем обратном повышении внутрипорового пластового давления коэффициент проницаемости возрастает многократно (участок 2-3). Так, на фиг. 1 при поднятии давления с 35 МПа до 45 МПа рост коэффициента продуктивности (и соответственно проницаемости) составил более 7 раз.

В традиционных и авторских экспериментах при росте эффективного давления происходит не только снижение проницаемости, но и формируется техногенная микротрещиноватость. При обратном увеличении внутрипорового давления (в авторском варианте и в реальных условиях пласта) эти трещины раскрываются, что приводит к заметному увеличению проницаемости.

При традиционных экспериментах, проводимых при низких внутрипоровых давлениях, такие результаты, в принципе, нельзя получить.

3. Довольно близким по свойствам к ачимовским залежам является месторождение Нокс Бромайд в США. Согласно [Гуревич Г.Р., Соколов В.А., Шмыгля П.Т. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления. - М.: Недра, 1976, с. 172-173], контролирующие органы США запретили недропользователям разрабатывать это месторождение в режиме истощения. Недропользователи вынуждены были составить проектный документ, основой которого являлся бы сайклинг-процесс.

По данным лабораторных экспериментов, КИГ на месторождении Нокс Бромайд мог составить всего 11% из-за блокирующего действия конденсатных валов в районе скважин. Согласно статье [Граф Т. Вертикальная и горизонтальная интеграция для преодоления крайне сложных проблем при эксплуатации низкопроницаемых газоконденсатных пластов Ачимовской свиты. // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE, 14-16 октября 2014, Москва, SPE-171169-RU, с. 5-6] недропользователи ачимовских залежей также обеспокоены аналогичными потерями. К сожалению, по ряду причин реализовать полномасштабный сайклинг-процесс на ачимовских залежах не реалистично.

Вследствие периодического снижения (при добыче) и увеличения (при остановке и нагнетании газа) забойного давления, можно ожидать, что порода вокруг забоя скважин будет дробиться с образованием большого количества микротрещин, а возможно и макротрещин. В предлагаемом способе продуктивный коллектор будет подвергаться большему диапазону изменения пластового давления в прискажинных зонах, что имело место при авторских лабораторных экспериментах, так как в лабораторных экспериментах диапазон изменения пластового давления предполагал использование только собственных энергетических возможностей пласта.

Создание системы микро- и макротрещин приводит к повышению проницаемости пласта в прискважиной зоне, а следовательно, к повышению продуктивности скважин. Это выражается в повышении дебитов скважин при добыче и приемистости при закачке. А также появляется возможность эксплуатации скважин при меньших депрессиях, т.е. с меньшими потерями конденсата в пласте и снижения негативного влияния конденсатных валов при разработке месторождений с высоким значением КГФ.

4. Результаты экспериментальных работ, изложенные в книге [Тер-Саркисов P.M., Гриценко А.И., Шандрыгин А.Н. Разарботка газоконденсатных месторождений с воздействием на пласт.- М., 1996, с. 126-128], показывают, что закачка газообразных агентов в модель пласта позволяет устранить конденсатную "пробку". В месте с тем авторы отмечают, что использование СO₂ в качестве агента для вытеснения конденсата обеспечивает большие значения КИК, чем при вытеснении осушенным газом. Физическими предпосылками данного эффекта являются: снижение вязкости конденсата и увеличение его объема в пластовых условиях из-за растворения в нем СO₂, снижение капиллярного давления на контакте жидкость-газ. При одинаковых термобарических условиях вязкость СO₂ выше, чем у метана, тем самым улучшаются условия вытеснения и повышается коэффициент охвата при вытеснении жидкой фазы газовой в силу снижения разницы в вязкости фаз.

При проведении экспериментов по закачке ШФЛУ в скважины Вуктыльского газоконденсатного месторождения также зафиксирован вынос вала конденсата из добывающих скважин [Тер-Саркисов P.M., Гриценко А.И., Шандрыгин А.Н. Разарботка газоконденсатных месторождений с воздействием на пласт. - М., 1996, с. 178-179].

Авторы заявки осознают, что перенесение результатов лабораторных экспериментов на реальные пластовые условия нуждаются в апробации на реальных скважинах. То есть опытно-промышленные работы (ОПР), даже применительно к известной технологии, как правило, необходимы.

Оценки ожидаемых эффектов от реализации предполагаемого способа разработки залежей с низкопроницаемыми коллекторами приведем на примере ачимовских залежей Уренгойского месторождения.

Вследствие недоразведанности ачимовских залежей более чем допустимо принять, что начальные запасы газа составляют 3 трлн. м³, а запасы конденсата - 1 млрд. т.

По термобарическим условиям и составу газа ачимовские залежи близки к практически законченному разработкой месторождению Вуктыл. Вследствие разработки его в режиме истощения пластовой энергии достигнутый КИК составляет около 30-31%. Более высокая проницаемость, чем для ачимовских отложений, и карбонатный трещиноватый коллектор на месторождении Вуктыл позволил избежать формирования конденсатных пробок. Мало того, снижение пластового давления примерно на 350 ат не привело к снижению продуктивных характеристик скважин. К концу разработки они даже несколько улучшились. То есть и без закачки газа, а лишь за счет временных остановок скважин результаты влияния деформационных процессов подтверждают тезис авторов о целесообразности воздействия на эти процессы.

Не будем придерживаться очень пессимистичного значения КИГ в 11% для месторождения Нокс Бромайд при его разработке в режиме истощения. Допустим, что при нынешней технологии разработки ачимовских залежей будет достигнут КИГ в 20%. Тогда КИК составит около 10%. Так как добытый конденсат не будет извлечен при начальном значении КГФ.

Следовательно, возможные потери газа составят 2,4 трлн. м³, а конденсата - 900 млн. т. Известно, что 1 т конденсата равноценна 2-3 т хорошей нефти по выходу бензиновых и других фракций. Значит, потери конденсата в нефтяном эквиваленте составят 900 млн. т×2,5=2,25 млрд. т.

Максимальные потери газа по рыночной цене составят около 960 млрд. $. А потери конденсата - в нефтяном эквиваленте 2,25 млрд. т, в денежном выражении составят 90 $ млрд. при стоимости нефти 40 $ за баррель.

Естественно, не все 2,4 трлн. м³ газа и 2,25 млрд. т конденсата в нефтяном эквиваленте будут добыты. И не вся добытая нефть и не весь добытый конденсат и нефть принесут доходы по принятым рыночным ценам.

Но! Ачимовские залежи мы вправе рассматривать в качестве Народного достояния, так как речь идет не о добыче высоковязкой нефти и битумов в Татарии или нефти и газа в Восточной Сибири, не говоря о разработке арктических морских месторождений нефти и газа.

Приведенные численные оценки говорят об огромной значимости для России запасов газа и конденсата в ачимовских залежах. С другой стороны, они свидетельствуют о необходимости и целесообразности привлечения нетрадиционных инновационных решений, ибо традиционные представления с соответствующими проблемами не справляются.

Не менее значима и проблема поиска эффективной технологии разработки залежей нефти в баженовской свите, вследствие уже отмеченных ее особенностей и потенциальных запасов нефти, а также залежей в абалакской свите, в отложениях доманика и др. перспективных с точки зрения ресурсов, но крайне низкопроницаемых и проблемных для разработки объектов.

Предложения по реализации предлагаемого способа разработки приведем также на примере ачимовских залежей.

Степень изменения проницаемости за счет формирования трещиноватости коллектора целесообразно выяснить, прежде всего, на простаивающих скважинах на основе сопоставительного анализа показателей продуктивности до и после остановки скважин.

На ряде других скважин целесообразно осуществить операции периодического закрытия и пуска их в эксплуатацию с тем, чтобы оценить их результативность еще до начала закачки в них газа.

На преодоление проблемных вопросов нацелен предлагаемый способ разработки. Некоторые технологические решения очевидны и они могут быть быстро и эффективно реализованы. Другие нуждаются в конкретизирующих исследовательских, проектных и опытных работах на промысле, хотя положительная результативность их не вызывает сомнений у авторов, так как они вытекают из реалистичных представлений.

Привлекательность же предлагаемого способа разработки состоит в его многофункциональности, ибо данный способ решает одновременно две проблемы - повышения коэффициентов углеводородоотдачи (газо-, конденсато-, нефтеотдачи пласта) и коллекторских свойств пласта.

Изобретение относится к газонефтедобывающей отрасли, а именно к разработке залежей с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов в низкопроницаемых пластах. Технический результат - повышение коэффициентов извлечения углеводородов: газоотдачи, конденсатоотдачи, нефтеотдачи, а также продуктивности добывающих скважин. По способу на скважинах реализуют повторяющиеся циклы снижения и повышения давления, Этим образуют сети микро- и макротрещин. Каждый цикл образуют из этапов добычи углеводородов, простоя скважины, закачки метансодержащего агента в ту же скважину, повторного простоя. В каждом цикле добычу пластовых углеводородов из скважины осуществляют до снижения продуктивности на 30-50% ниже начального значения на текущем цикле. После остановки скважины выдерживают в состоянии простоя не менее 5-7 дней для выравнивания давления, релаксации напряженно-деформированного состояния породы и стабилизации системы трещин в зоне, охваченной деформационными воздействиями при снижении забойного и пластового давления. В процессе простоя оценивают параметры конденсатного вала. В процессе закачки газа и последующего простоя оценивают эффективность процесса расформирования газоконденсатного вала за счет испарения конденсата в газовую фазу. 8 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ разработки газоконденсатной или нефтегазоконденсатной залежи в низкопроницаемых отложениях системой горизонтальных скважин с изменяющимися технологическими функциями при их эксплуатации, отличающийся тем, что на скважинах реализуют повторяющиеся циклы снижения и повышения давления для создания сети микро- и макротрещин, каждый цикл образуют из этапов добычи углеводородов, простоя скважины, закачки метансодержащего агента в ту же скважину, повторного простоя, в каждом цикле добычу пластовых углеводородов из скважины осуществляют до снижения продуктивности на 30-50% ниже начального значения на текущем цикле, после остановки скважины выдерживают в состоянии простоя не менее 5-7 дней для выравнивания давления, релаксации напряженно-деформированного состояния породы и стабилизации системы трещин в зоне, охваченной деформационными воздействиями при снижении забойного и пластового давления, в процессе простоя оценивают параметры конденсатного вала, в процессе закачки газа и последующего простоя оценивают эффективность процесса расформирования газоконденсатного вала за счет испарения конденсата в газовую фазу.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для газоконденсатных залежей с высоким конденсатогазовым фактором - КГФ за дополнительный критерий остановки принимают заметное уменьшение КГФ добываемой продукции за промежуток времени менее полугода эксплуатации.

3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что бурят дополнительные нагнетательные горизонтальные скважины в низкопроницаемых зонах пласта и осуществляют в них с начала разработки или с иного обоснованного момента времени закачку метансодержащего агента нагнетания.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при достижении объема закачанного агента нагнетания на конец этапа нагнетания по участку залежи на уровне 20-30% от углеводородонасыщенного порового объема участка осуществляют перевод одной части скважин в режим непрерывной добычи, а другой - в режим непрерывного нагнетания.

5. Способ по п. 1, или 2, или 4, отличающийся тем, что в качестве агента нагнетания используют сухой углеводородный газ.

6. Способ по п. 1 или 2, или 4, отличающийся тем, что в качестве агента нагнетания используют сухой углеводородный газ с предварительной закачкой оторочки СО₂.

7. Способ по п. 1, или 2, или 4, отличающийся тем, что в качестве агента нагнетания используют сухой углеводородный газ, обогащенный СО₂.

8. Способ по п. 1, или 2, или 4, отличающийся тем, что в качестве агента нагнетания используют сухой углеводородный газ с предварительной закачкой оторочки углеводородного растворителя, например широкой фракции легких углеводородов или толуола.

9. Способ по п. 2 или 4, отличающийся тем, что в качестве агента нагнетания в нагнетательных скважинах используют водогазовую смесь.