В настоящее время применение геологического и гидродинамического моделирования при разработке нефтяных и газовых месторождений является эффективным способом принятия обоснованных тактических и стратегических решений для эффективного извлечения углеводородных запасов на месторождении. При этом постоянное увеличение доли трудноизвлекаемых запасов приводит к ускоренному нарастанию роли моделирования пластовых углеводородных систем при разработке нефтяных и газовых месторождений [1–3].

Самой распространенной моделью при разработке нефтегазовых месторождений является модель нелетучей нефти, в которой нефтегазовая система моделируется с помощью двух компонентов: нефтью и газом, который, в свою очередь, может растворяться в нефти [4–6].

Для моделирования газоконденсатной залежи требуется сложная композиционная модель трехфазной фильтрации, в связи с тем что при разработке газоконденсатной залежи необходимо учитывать фактический состав пластовой смеси [7–9].

При изотермическом падении давления ниже критической точки в процессе разработки происходит явление ретроградной конденсации в поровом пространстве продуктивного пласта. Месторождения, имеющие такие характеристики, называются газоконденсатными [10–12].

Интенсивность выпадения газового конденсата, помимо давления, зависит также от компонентного состава и физико-химических свойств фаз. Изменения состава флюида происходят под влиянием глубины, поверхностного натяжения и вязкости. При этом уменьшение сечения фильтрационных каналов ведет к снижению проницаемости и соответственно к снижению производительности [13–15].

Применение горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными ведет к снижению депрессии на пласт, что приводит к меньшему выпадению конденсата в поровом пространстве и соответственно к увеличению конечной конденсатоотдачи по месторождению. При этом следует отметить, что сравнительных исследований применения горизонтальных и вертикальных скважин в условиях низкой проницаемости коллектора с целью увеличения конечной конденсатоотдачи немного [16–18].

Целью настоящей работы является выбор оптимального варианта разработки месторождения с помощью гидродинамического моделирования для увеличения конденсатоотдачи газоконденсатного месторождения, характеризующегося низкими фильтрационно-емкостными свойствами и начальным пластовым давлением, равным давлению начала конденсации.

При этом в работе решались следующие задачи:

Описание композиционной модели: гидродинамическая модель (рис. 1) представлена вырезанным фрагментом месторождения.

Параметры, принятые при моделировании:

высота по Z (среднее) – 35,7 м;

начальное пластовое давление – 29,1 МПа;

опорная глубина – 2860 м;

начальная пластовая температура – 80 °С пористость – 0,09–0,169 доли ед.;

горизонтальная проницаемость – 0,0001556–0,0271019 мкм2;

коэффициент песчанистости (среднее) – 0,6572 доли ед.

Компонентный состав пластового газа:

СО2 – 0,273; N2 – 1,045; СН4 – 80,842; С2Н6 – 6,044; С3Н8 – 3,761; iС4Н10 – 0,790;

nС4Н10 – 0,921; С5Н12 и выше – 6,324 % мольные.

Свойства газоконденсатной смеси:

Давление пластовое – 29,10 МПа; температура – 80 °С; потенциальное содержание конденсата – 290 г/м3; мольная доля сухого газа – 0,937 доли ед.; коэффициент сверхсжимаемости при начальных условиях – 0,902; давление начала конденсации смеси – 29,10 МПа [19].

Свойства флюида моделировались исходя из данных газоконденсатных исследований. На основе данных состава и свойств пластовой смеси, полученных в процессе проведения лабораторных экспериментов, была создана композиционная модель флюида.

Рис. 1. Модель пласта, используемая при расчетах

Одним из направлений рационального увеличения рентабельности разработки газовых и газоконденсатных месторождений, имеющих продуктивные пласты с низкой проницаемостью коллектора и залегающих на больших глубинах, является переход на систему разработки с применением горизонтальных скважин. Основными преимуществами горизонтальных скважин являются увеличение площади фильтрации пластового флюида через стенки скважины и уменьшение депрессии на продуктивный пласт, что позволяет обеспечить достаточно высокие дебиты газа и газового конденсата в низкопроницаемых и маломощных коллекторах, а также уменьшить количество необходимых эксплуатационных скважин на месторождении.

В работе было рассмотрено два варианта разработки пласта: тремя вертикальными скважинами – вариант 1; одной горизонтальной скважиной с длиной горизонтального участка 1400 м – вариант 2 [19–21].

Выбор трех вертикальных скважин в сравнении с одной горизонтальной скважиной, а также длина горизонтального ствола обосновывались экономическими затратами на строительство скважин. Расстановка скважин основывалась на карте начальных запасов газа и проницаемостей, а также на картах начальной газонасыщенной толщины пласта (рис. 2, 3). Иными словами, два рассмотренных варианта сопоставимы с точки зрения затрат на строительство скважин. В случае изменения количества скважин, а именно дополнительная проводка горизонтальной скважины или рассмотрение в качестве первого варианта только двух вертикальных скважин – изменяются условия сопоставимости первоначальных затрат на строительство.

Рис. 2. Вариант 1 на карте начальных запасов (а) и проницаемостей (б)

Рис. 3. Вариант 2 на карте начальных запасов (а) и проницаемостей (б)

В качестве варьируемых параметров по эксплуатации скважин были приняты депрессии и отборы газа. Согласно принятому минимально возможному забойному давлению в условиях месторождения при моделировании было принято переходить на забойное давление в 3,5 МПа в случае недостижения целевых показателей по дебиту и депрессии.

Далее рассчитывались основные показатели разработки фрагмента залежи и сравнивались между собой для нахождения наиболее выгодного варианта с точки зрения выработки газа и газоконденсата как в плане конструкции скважин (три вертикальные или одна горизонтальная), так и в плане технологического режима эксплуатации.

Принятые при моделировании параметры технологического режима работы скважин для вариантов: дебит газа 600, 900, 1500 и 2100 тыс. м3/сут для одной горизонтальной скважины; дебит газа 200, 300, 500 и 700 тыс. м3/сут для одной вертикальной скважины; депрессия 2, 3, 4, 5 и 6 МПа для каждой из трех вертикальных скважин.

Данные параметры технологического режима лежат в диапазоне изменений фактических параметров работы вертикальных скважин по месторождению.

При разработке модели газоконденсатной залежи вертикальными скважинами необходимо поддерживать значительно более высокие депрессии по сравнению с горизонтальными скважинами для достижения сопоставимых значений дебитов. В связи с этим в случае вертикальных скважин наблюдается более резкий перепад давления в призабойной зоне скважины, который вызывает выпадение большего количества конденсата вблизи скважины, что в итоге приводит к снижению проницаемости призабойной зоны скважины по газу. При этом на определенном расстоянии от скважины наблюдаются меньшие перепады давления по сравнению с околоскважинной зоной, что в итоге приводит к большей концентрации выпавшего конденсата именно в призабойной зоне по сравнению с остальным пластом. Известно, что в процессе выпадения конденсат образует три различные области подвижности возле ствола вертикальной скважины. В двух из этих зон присутствует газовый конденсат в подвижной и неподвижной форме (рис. 4) [9]. Соответственно, большая часть выпавшего конденсата в призабойной зоне вертикальной скважины будет иметь подвижную форму.

Рис. 4. Схема газоконденсатного потока в пласте [9]

Однако на данный момент очень мало исследований, касающихся выпадения конденсата при применении горизонтальных скважин. В случае разработки модели газоконденсатной залежи горизонтальными скважинами мы наблюдаем значительно меньшие показатели депрессии и высокий охват пласта горизонтальным стволом, что, в свою очередь, приводит к выпадению конденсата на значительных расстояниях от скважины, но в меньшем количестве, чем в призабойной зоне, в случае вертикальных скважин. При этом выпавший конденсат на значительных расстояниях от горизонтальной скважины будет существовать именно в неподвижной форме. В итоге это приводит к общей потере накопленной добычи конденсата.

На рис. 5 представлено изменение конденсатоотдачи (дебит нефти в обозначении вертикальной оси) на период прогноза, равный 40 годам при разных дебитах вертикальных скважин. Из рисунка видно, что при высоких отборах газа (черная линия – 900 тыс. м3/сут) вначале конденсата добывается больше, однако затем происходит интенсивное снижение добычи из-за большого градиента давления, приводящего к большему выпадению конденсата в пласте. Также видно, что при отборах газа 200 тыс. м3/сут (сиреневая линия) дебит конденсата более равномерен, и после 40 лет эксплуатации в этом случае наблюдается максимальное значение конденсатоотдачи), но следует выбирать оптимальное количество отбора исходя из экономической целесообразности разработки залежи.

Рис. 5. Зависимость конденсатоотдачи при различных дебитах газа в случае вертикальных скважин (вариант 1)

Для оптимального режима разработки и максимального увеличения конденсатоотдачи на заданном отрезке времени происходит подбор уровня дебита, который бы оправдывал с экономической точки зрения выработку запасов газа при достаточном количестве добытого конденсата. Из рис. 6 видно, что максимальная конденсатоотдача (2100 м3) происходит при дебите газа 300 тыс. м3/сут (синяя линия) на период эксплуатации скважин в 40 лет.

На рис. 7 представлены графики зависимости конденсатоотдачи при различных дебитах горизонтальной скважины. Значение конденсатоотдачи горизонтальной скважины при дебите 2700 тыс. м3/сут соответствует 620 м3/сут, в то время как в случае вертикальной скважины при дебите 900 тыс. м3/сут (при этом общий дебит трех вертикальных скважин будет соответствовать также 2700 тыс. м3/сут) конденсатоотдача будет соответствовать 760 м3/сут (см. рис. 5). Также на графиках мы можем наблюдать определенные «скачки», что скорее всего связано с образованием «конденсатной банки» в поровом пространстве с последующим достижением критической подвижности выпавшего конденсата. Более низкие значения конденсатоотдачи горизонтальной скважины можно объяснить меньшими значениями перепада давления в горизонтальном стволе, что приводит к более равномерному выпадению конденсата на большем расстоянии от скважины и к более значительным потерям конденсата в пласте в условиях низких фильтрационно-емкостных свойств, так как конденсат при этих условиях будет существовать в неподвижной форме.

Рис. 6. Накопленная добыча конденсата при различных дебитах в случае вертикальных скважин (вариант 1)

Рис. 7. Зависимость конденсатоотдачи при различных дебитах газа в случае горизонтальной скважины (вариант 2)

На рис. 8 представлены зависимости накопленной добычи конденсата в случае горизонтальной скважины. Максимальная накопленная добыча конденсата наблюдается так же, как и в случае вертикальных скважин, при дебите горизонтального ствола в 900 тыс. м3/сут (соответствует случаю дебита вертикальной скважины в 300 тыс. м3/сут). Однако накопленная добыча конденсата для горизонтальной скважины в период эксплуатации 40 лет достигает значения 1850 м3, в то время как в случае вертикальных скважин – 2100 м3.

На рис. 9 представлен график дебитов газа для трех вертикальных скважин на различных депрессиях, соответствующих 2, 3, 4, 5 и 6 МПа (при целевом дебите в 700 тыс. м3/сут) с последующим переходом на режим контроля по забойному давлению в 3,5 МПа при невозможности поддержания заданных значений депрессий. Анализ графиков показывает, что чем меньше депрессия, тем стабильнее в течение периода эксплуатации скважины можно выдерживать требуемые дебиты.

На рис. 10 представлены зависимости накопленной добычи конденсата при разных депрессиях вертикальных скважин, соответствующих 2, 3, 4, 5 и 6 МПа (при целевом дебите в 700 тыс. м3/сут). Анализ графиков показывает, что оптимальной депрессией в случае прогноза на 40 лет является 3 МПа.

На рис. 11 представлены сравнительные графики конденсатоотдачи в случае разработки газоконденсатной залежи вертикальными и горизонтальными скважинами. Анализ показывает, что конденсатоотдача горизонтальных скважин при всех случаях будет меньше, чем вертикальных. В случае высоких стартовых дебитов наблюдается сравнение конденсатоотдачи двух вариантов через 20 лет эксплуатации, а в случае низких стартовых дебитов (200 тыс. м3/сут для вертикальных скважин и 600 тыс. м3/сут для горизонтальной скважины) превышение конденсатоотдачи вертикальных скважин по сравнению с горизонтальными наблюдается в течение всего периода разработки.

Рис. 8. Накопленная добыча конденсата при различных дебитах в случае горизонтальной скважины (вариант 2)

Рис. 9. График изменения дебитов газа для трех вертикальных скважин на различных депрессиях 2, 3, 4, 5 и 6 МПа (вариант 1)

Рис. 10. Накопленная добыча конденсата при разных депрессиях в случае вертикальных скважин (вариант 1)

Рис. 11. Сравнение конденсатоотдачи вертикальных и горизонтальных скважин при различных дебитах (вариант 1 и 2)

1. С помощью гидродинамического моделирования на основе многокомпонентной (композиционной) модели был проведен сравнительный анализ разработки газоконденсатной залежи вертикальными и горизонтальными скважинами, по результатам которого было выявлено преимущество разработки залежи вертикальными скважинами по сравнению с горизонтальными с точки зрения максимальной конденсатоотдачи пласта. Разработка залежи горизонтальными скважинами позволяет значительно снижать депрессию на пласт по сравнению с вертикальными, при этом конденсат в пласте выпадает по большему объему, становится неподвижным и препятствует дальнейшей добыче газа, при этом снижая общую добычу конденсата. Увеличение конденсатоотдачи пласта при разработке газоконденсатной залежи вертикальными скважинами по сравнению с горизонтальными скважинами наблюдается при определенных пластовых условиях, соответствующих проделанному в настоящей работе моделированию, а именно: низкие фильтрационно-емкостные свойства пласта и наличие насыщенной газоконденсатной системы (давление начала конденсации соответствует начальному пластовому давлению).

2. Необходим дальнейший более глубокий анализ разработки горизонтальными скважинами газоконденсатной залежи, характеризующейся низкими фильтрационно-емкостными свойствами, с точки зрения других вариантов оптимального расположения горизонтального ствола в пласте в сравнении с другими вариантами расположения вертикальных скважин с целью определения области распространения неподвижного конденсата при разработке, который в итоге оказывает значительное влияние на накопленную добычу конденсата.