В связи с тем, что в рыночных условиях при колебаниях спроса на газ и жидкие углеводороды повышается вероятность реализации на россий- ских газоконденсатных месторождениях сайклинг-процесса, мировой опыт его применения представляет большой интерес [10, 26, 44].
Ниже анализируются результаты осуществления сайклинг-процесса зарубежом, а также результаты единственного, практически реализованного в странах СНГ сайклинг-процесса на Новотроицком ГКМ (Украина).
Опыт проектирования разработки крупнейшего газоконденсатного месторождения Канады Кэибоб чрезвычайно интересен в смысле комплексного решения проблемы использования полезных ископаемых с учетом требований по охране недр и окружающей среды.
Газоконденсатное месторождение Кэибоб, открытое в сентябре 1961 г., расположено в провинции Альберта, в 300 км к северо-западу от г. Эдмонтона. Продуктивные отложения, сложенные в основном пористыми доломитами, приурочены к рифогенному массиву верхнего отдела свиты Свои Хиллс, образующему вытянутую с северо-запада на юго-восток структуру длиной около 60 км и шириной 3,5 — 9 км. Эти отложения осложнены межрифовым каналом значительных размеров, положение которого четко не зафиксировано. Створ канала заполнен плотными известняками. По всей площади месторождения, пласты которого регионально погружаются в юго-западном направлении с наклоном 1,05 м/км, продуктивные отложения подстилаются темными битуминозными карбонатами нижнего отдела свиты Свои Хиллс средней мощностью 33 м. Наряду с плотными известняками здесь представлены и пористые доломиты. Мощность продуктивного горизонта изменяется в пределах от 0 до 109 м. Покрышкой залежи служат плотные битуминозные известняки свиты Беверхилл Лейк. Таким образом, ловушка газа и конденсата на месторождении Кэибоб образовалась в результате литологического выклинивания и литологи-ческого экранирования в подошве и кровле.
Начальное пластовое давление в газоконденсатной залежи, приведенное к абсолютной отметке средневесовой плоскости массива 2307 м, составляет 32,4 МПа. Пластовая температура (Т = 114 °С), как и давление, аномально высокая для глубин залегания около 2300 — 2350 м. Запасы пластового газа площади В составляли 93,5 млрд. м3, в том числе запасы товарного сухого газа — 63,3 млрд. м3, конденсата (С5+) — 40,6 млн. м3, сжиженных газов (С3 —С4) — 20,5 млн. м3, серы — 21,1 млн.т. В целом по месторождению запасы пластового газа были равны 110,6 млрд. м3, конденсата — 48 млн. м3.
Газоконденсатная залежь Кэибоб массивная. На западе она ограничена пересечением кровли рифа с ГВК, а на востоке — выклиниванием свиты Свои Хиллс, замещающейся плотными известняками. По данным исследования скважин, после вскрытия водонасыщенных отложений выявилось постепенное снижение пористости и проницаемости в направлении с северо-востока на юго-запад. Это снижение обусловлено как увеличением доли плотных рифогенных известняков, так и уменьшением пористости доломитовых интервалов. Средние значения пористости и проницаемости водоносной зоны составляют 6 % и 25-10-15 м2. По данным замеров давления в скважинах, расположенных за пределами ГВК, установили взаимодействие водоносных зон пласта Д-3 месторождения Пайн-Крик и Беверхилл Лейк месторождения Кэибоб. Отбор 6,72 млрд.м3 газа из залежи Д-3 (Пайн-Крик) обусловил снижение давления на 0,34 МПа.
Расчеты показали, что в Пайн-Крик вторглось 16,54 млн. м3 воды, в том числе 10,32 млн. м3 — из зоны, подстилающей залежь Д-3. Остальная вода поступила из сопредельных водоносных областей, главным образом рифовой зоны Беверхилл Лейк. Это подтверждается снижением давления в залежи (площадь В) на 4,1 МПа.
Продуктивность и приемистость рассчитывались на основании данных по исследованию скважин с использованием известной степенной зависимости дебита от разности квадратов пластового и забойного давлений. Результаты обработки данных исследования применялись для построения карты равной производительности скважин, с помощью которой определяли параметр С в уравнении притока для неисследованных скважин. Максимально допустимая депрессия устанавливалась, исходя из необходимости предотвращения образования конуса воды, на уровне 0,012 МПа/м в продуктивной мощности ниже нижних перфорационных отверстий. Допускалось превышение этого значения вплоть до 0,023 МПа/м.
Газоконденсатная система месторождения Кэйбоб была недонасыщена высококипящими углеводородами — давление начала конденсации находилось на уровне 23,4 МПа. Компонентный состав пластовой смеси приведен в табл. 1.19.
Хотя в интервале снижения давления 32,4—23,4 МПа жидкая фаза в пласте не образуется, дальнейший отбор газоконденсатной смеси сопровождается интенсивным выпадением конденсата вплоть до давления максимальной конденсации рмк = 8,1— 8,4 МПа. Максимальная доля углеводо-роднасыщенного перового объема, занятая выделившимся стабильным конденсатом, составляет 5,0 %. В соответствии с изотермой текущего кон-денсатосодержания коэффициент извлечения стабильного конденсата при разработке на режиме истощения (рист =4,1 МПа) без учета продвижения подошвенной воды составляет 63 — 65 %. Такая сравнительно высокая кон-денсатоотдача обусловлена сильным недонасыщением пластовой смеси, в результате которого около 17 % от запасов конденсата отбирается до начала выпадения его в пласте. Высокая концентрация в пластовой смеси сероводорода, пропан-бутанов и конденсата определяет сравнительно низкое соотношение между объемами остаточного (сухого) и жирного газов — молярная доля остаточного газа в смеси даже при рмк не превосходит 0,712.
Физико-химические свойства пластовой смеси
Плотность газа, кг/м3............................................................. 1,03
Псевдокритическая температура, К..................................491
Псевдокритическое давление, МПа...................................5,32
Вязкость газа при давлении 32,2 МПа, мПа-с................0,036
Содержание сжиженных газов, см3/м3............................ 219
Содержание конденсата (С5+), см3/м3............................. 434
Содержание серы, г/м3.......................................................... 225
| Компонент | Содержание компонента | |
| % (молярная доля) | см3/м3 газа | |
| Азот | 1,12 | — |
| Углекислый газ | 3,42 | — |
| Сероводород | 16,70 | - |
| Метан | 58,56 | — |
| Этан | 7,56 | - |
| Пропан | 3,12 | 114,0 |
| н-Бутан | 1,66 | 71,4 |
| Изобутан | 0,78 | 33,5 |
| н-Пентан | 0,78 | 38,0 |
| Изопентан | 0,67 | 33,0 |
| Гексан | 1,21 | 67,1 |
| Гептан + высшие | 4,42 | 295 |
| Всего | 100,00 | 562 |
Компонентный состав пластовой смеси
Для изучения процессов вытеснения газа водой, жирного газа сухим, а также некоторых сопутствующих им явлений пользовались различными математическими моделями. Основные расчеты технологических показателей разработки были выполнены применительно к трехмерной трехфазной модели. Математическая модель описывает нестационарное течение двух- или трехфазной системы с учетом вязкости, капиллярных и гравитационных сил. Все агенты считаются сжимаемыми, а их свойства (объемный фактор, вязкость) полагаются однозначными функциями давлений. Фазовые проницаемости задаются в виде функций. При решении данной задачи использовалась концепция «вертикального равновесия», позволяющая свести трехмерную фильтрацию к двухмерной. Согласно этой концепции, потенциалы фаз Фжг, Фсг и Фв — постоянны по мощности пласта. Это означает, что давление по вертикали (мощности) изменяется по законам гидростатики, т. е. пластовая система находится в состоянии капиллярно-гравитационного равновесия. Строго говоря, данная концепция равнозначна допущению о бесконечно большой проницаемости — по вертикали. На практике же достаточным основанием для использования «вертикального равновесия» является высокая проницаемость по вертикали, существенное проявление гравитационных эффектов, низкие вязкости агентов и т. п. Все эти условия характерны для месторождения Кэйбоб, в связи с чем концепцию «вертикального равновесия» применили для расчетов продвижения подошвенной воды в залежь, а также перемещения границы газ — газ при процессе рециркуляции газа. В результате решения соответствующей системы уравнений получается распределение насыщенностей (площадное) в каждой ячейке моделируемой области фильтрации. Допущение вертикального равновесия позволяет установить распределение насыщенности и по мощности залежи (высоте ячейки). Таким образом, метод вертикального равновесия позволяет существенно облегчить (не в ущерб точности результатов) решение задачи.
На основании приведенной методики произвели расчеты продвижения воды в газонасыщенную часть залежи, а также текущего объемного коэффициента охвата. Кроме того, с помощью метода материального баланса рассчитали показатели добычи газа и конденсата для различных способов разработки месторождения. В указанных расчетах были сделаны следующие допущения.
1. Для различных вариантов процесса обратной закачки сухого газа начальная мощность промысла по газу устанавливалась на уровне 133 % от номинальной пропускной способности газоперерабатывающего завода без дополнительного бурения эксплуатационных скважин.