Открытие газоконденсатных месторождений

  Открытие газоконденсатных месторождений.

            Прежде чем начать разговор об открытии газоконденсатных месторождений в нашей стране, следует отметить, что до начала 1930-х гг. эта терминология была знакома лишь узкому кругу ведущих специалистов.                                                        Изучение литературы по этому вопросу и ознакомление с газовыми месторождениями США позволили профессору М.Х. Шахназарову еще в начале 40-х гг. прошлого века предположить, что ряд газовых месторождений, эксплуатировавшихся как чисто газовые, на самом деле являлись конденсатными. Эксплуатация их как чисто газовых привела, без сомнения, к потере значительного количества весьма ценного топлива.              По признакам накопления конденсата в трапах газовых скважин Карадага и газонефтяных скважин с высоким газовым фактором и давлением на месторождениях Кала, Локба-тана, Биби-Эйбата и других районов Баку можно было допустить, что отдельные объекты бакинских месторождений отвечают условиям конденсатных и могли бы эксплуатироваться как таковые. Однако из-за незнания законов ретроградной конденсации или игнорирования их происходили безвозвратные потери ценных компонентов. Несмотря на то, что особенности разработки и эксплуатации газоконденсатных месторождений в США широко освещались в американской специальной литературе, в нашей стране этой проблеме не уделялось должного внимания вплоть до начала 1940-х гг. Поэтому историю открытия и освоения газоконденсатных месторождений проследим на примере США.

По мере развития глубокого бурения и вскрытия пластов с необычайно высоким  давлением нефтепромышленники столкнулись  с месторождениями, чрезвычайно  богатыми газом. Притом, в отличие от чисто газовых месторождений, продукция содержала значительное количество тяжелых углеводородов. Таким образом были обнаружены месторождения особого типа, названные впоследствии газоконденсатными.

Было установлено, что применение к ним известных  законов газового состояния, в достаточной  мере оправдавших себя (с практической точки зрения) в первый период разработки, то есть до вскрытия глубоких пластов  с аномально высоким давлением, при новых условиях совершенно неприемлемо  и дает противоречивые результаты.

Незнание истинной природы этих месторождений, поведения  газовых смесей в условиях пласта при столь высоких давлениях (обычно превышающих 100 атм), законов ретроградной конденсации, а равно игнорирование их после того, как они стали известны, привело к значительным потерям газа.

Еще задолго  до опубликования первых работ, посвященных  ретроградной конденсации, во многих случаях  в ходе эксплуатации промыслов наблюдалось  выпадение значительных количеств  конденсата в газовых сепараторах  при понижении давления в них. Подобные явления отмечались на всех новых месторождениях глубокого  залегания. Эти месторождения эксплуатировались  как чисто газовые с использованием газа в качестве топлива и как  рабочего агента при вторичной эксплуатации и при газлифтной эксплуатации (бескомпрессорный лифт). В тех случаях, когда залежи находились вдали от газовых месторождений или промышленных центров, т.е. когда газ не мог иметь промышленного применения, подобные месторождения консервировали. В других случаях, когда газовые фонтаны сопровождались конденсацией некоторого количества «моторного топлива» в сепараторах, а газ не мог иметь промышленного применения, предприниматели мирились с выпуском большого количества газа в атмосферу в погоне за конденсатом — готовым моторном топливом. И в том и в другом случае, за исключением случаев консервации скважин, происходило постепенное падение пластового давления с неизбежными потерями ценной продукции в пласте в силу ретроградной конденсации, а в некоторых случаях — одновременно и значительных количеств газа, выпускавшегося в атмосферу.

Выпадение конденсата в сепараторах при снижении давления находило различное толкование. Одни объясняли это резким снижением  температуры после штуцеров. Другие считали, что конденсатные месторождения  представляют собой слабо насыщенные нефтяные месторождения особого  сорта легкой нефти («белой», цвета  воды). При фонтанировании бурный поток  газа уносит с собой частички нефти  в капельно-жидком состоянии, которые осаждаются в сепараторах вследствие уменьшения скорости. Ни промышленники, ни инженеры-эксплуатационники над этим вопросом особо не задумывались.

При эксплуатации подобных месторождений в отдельных  случаях приходилось сталкиваться и с другим непонятным явлением —  увеличением содержания бензина  в газе при высоких давлениях  и уменьшением при снижении давления, что легко объяснимо с точки  зрения ретроградной конденсации. Столь  же «ненормальным» показалось обогащение газовой фазы более тяжелыми углеводородами при высоких давлениях, обнаруженное в 1932 г. в районе Big Lake Field (Техас) при опытах с жидкими углеводородами. Подобного рода явления, с одной стороны, и правительственные мероприятия, направленные против выпуска газа в атмосферу и лишавшие предпринимателей добычи «дистиллята», с другой, побудили промышленников и исследовательские организации заняться изучением поведения газовых смесей в условиях пласта.

Тем не менее, вплоть до 1936 г., когда впервые были опубликованы работы о применимости законов ретроградной конденсации к условиям пласта и  указаны пути рациональной эксплуатации подобных месторождений, отмечались значительные потери топлива.

В 1936 г. В. Воугеном был предложен круговой сайклинг-процесс при эксплуатации конденсатных месторождений, суть которого заключалась в обратной закачке в пласт осушенного газа. Это предложение нашло широкое применение в США и Канаде.

Одним из первых месторождений, где был внедрен  сайклинг-процесс, было газоконденсатное месторождение Ла Глория в округе Джим Веле (Техас). В то время это был один из самых больших проектов обратной закачки газа с целью предотвращения ретроградных потерь конденсата. Процесс осуществлялся под наблюдением специального комитета, в который входили представители всех компаний, имеющих участки на этом месторождении.

Естественно, широкое  внедрение сайклинг-процесса обогащало газовую промышленность США опытом рациональной эксплуатации. Первой книгой в нашей стране, освещающей опыт США по эксплуатации газоконденсатных месторождений, была монография М.Х. Шахназарова «Теория и практика эксплуатации конденсатных месторождений», изданная в Баку в 1944 г. Ценность книги заключалась в том, что она знакомила инженерно-технических работников нефтегазовой промышленности с особенностями эксплуатации газоконденсатных месторождений США. Одновременно автор предполагал наличие конденсатных месторождений в СССР. Первое в СССР газоконденсатное месторождение Карадаг было открыто в начале 1955 г. в 25 км юго-западнее Баку. Таким образом, с 1955 г. начинается история открытия и эксплуатации конденсатных месторождений в нашей стране. На площади Карадага разведочные работы проводились еще в 30-х гг. прошлого века. В 1939 — 1941 гг. было установлено наличие залежи нефти с широкой газовой шапкой. Но до 1954 г. ни одна скважина своим забоем не могла достичь свиты «перерыва». Попытки вскрыть в ряде скважин свиту «перерыва» и горизонты нижнего отдела продуктивной толщи оказались безуспешными из-за сложных геологических условий бурения, наличия аномально высоких пластовых давлений, интенсивных водогазопроявлений и связанных с ними технических трудностей и осложнений. Несмотря на это, вскрытие свиты «перерыва» и нижнего отдела продуктивной толщи в течение продолжительного времени считалось наиболее важной задачей разведочного бурения на площади Карадаг.

Впервые свита  «перерыва» — этот основной нефтегазоносный  объект продуктивной тощи Западного  Апшерона — была вскрыта в конце 1954 г. разведочной скважиной 78, заложенной в 1949 г. трестом «Апшеронгазразведка» на далеком южном крыле складки. Она и открыла мощные залежи газа и конденсата. Интересно, что скважина 78 бурилась в течение 5 лет. За это время в ней произошел ряд аварий и осложнений, три раза теряли ствол, несколько раз поднимали вопрос о ликвидации ее по техническим причинам. И только уверенность разведчиков в перспективности нижележащих горизонтов обеспечила доведение скважины до проектного горизонта.

В 1956 г. разведочная  скважина 120, расположенная также  на южном крыле складки, вскрыла  свиту «перерыва» и при опробовании  дала мощный фонтан газа и конденсата. Так были открыты новые мощные залежи газа, конденсата и нефти  на площади Карадаг и установлены  перспективы дальнейших поисков  крупных залежей.

При эксплуатации месторождения Карадаг не был  применен сайклинг-процесс. Обратная закачка в пласт осушенного газа производилась, но имеющиеся мощности существовавших тогда компрессоров снижали эффект полного отбора конденсата. Добыча конденсата уже через два года после открытия месторождения составила почти 2 млрд м3, что свидетельствует об интенсивности темпа разработки залежи на истощение.

Открытие Карадагского газоконденсатного месторождения в Азербайджане стало историей. На смену ему пришли десятки и сотни новых газовых и конденсатных месторождений в других районах страны.

Согласно литературным источникам, общее число выявленных газоконденсатных месторождений на земном шаре приблизилось к нескольким тысячам, из них примерно 10 — 12 % приходится на долю нашей страны. Указанные  цифры отражают лишь степень разведанности отдельных регионов. На самом деле, учитывая недостаточную разведанности и разбуренность глубоких горизонтов, число таких месторождений значительно больше. Газоконденсатные месторождения и залежи установлены почти во всех известных нефтегазоносных провинциях и областях, охватывающих различные по возрасту и характеру складчатости тектонические элементы.

Газоконденсатное  месторождение - одна или несколько газоконденсатных залежей, приуроченных к единой ловушке. Некоторые залежи могут сопровождаться небольшими нефтяными оторочками непромышленного значения.

Газоконденсатная залежь - единичное скопление в недрах газообразных углеводородов, в котором в парообразном состоянии находятся бензино-керосиновые и реже более высокомолекулярные компоненты; часть из них при изотермическом снижении пластового давления выпадает в виде газового конденсата. К газоконденсатной залежи обычно относят залежи с содержанием конденсата не ниже 5-10 г/м³. Газоконденсатные залежи могут быть приурочены к любым ловушкам и коллекторам.  
 
По источнику жидких углеводородов выделяют первичные газоконденсатные залежи, образованные на повышенных глубинах (свыше 3,5 тысяч м) без участия нефтяных скоплений, и вторичные, формирующиеся за счёт обратного испарения части нефтяной смеси. По термобарическому состоянию различают насыщенные (пластовое давление равно давлению начала конденсации) и ненасыщенные (давление начала конденсации меньше пластового) газоконденсатные залежи.  
 
Образование газоконденсатной залежи связано с ретроградными явлениями (обратным испарением и обратной конденсацией), основанными на способности жидких углеводородов при определённых термобарических условиях растворяться в сжатых газах и конденсироваться из последних при снижении давления.

Газоконденсатные  залежи характеризуются содержанием  стабильного конденсата, давлением  максимальной конденсации при различных  температурах и давлением начала конденсации, составом пластового газа и конденсата, потенциальным содержанием  жидких углеводородов (С₅Н₁₂ +высшие) и т.д. Обычно определяют выход конденсата в г/м³ — количество жидкой фазы, выделяющееся из 1 м³ газа при определённом давлении и температуре в промысловых условиях (т.н. сырой конденсат). Содержание стабильного конденсата, из которого удалены растворённые газы, для различных газоконденсатных залежей колеблется от 5-10 до 500-1000 г/м³.

Ловушка нефти  и газа - часть коллектора, условия залегания которого и взаимоотношения с экранирующими породами обеспечивают возможность накопления и длительного сохранения нефти и (или) газа. Элементами ловушки являются коллектор нефти и газа, покрышка, экран. Наиболее распространена классификация ловушек, сочетающая поисковые и генетические признаки. По этим признакам выделяют ловушки сводовые, тупиковые, или экранированные, и линзообразные .

Свыше 70% запасов  нефти и газа находится в ловушках сводового типа, заключённых в антиклиналях.

Нефтяная оторочка - нефтяная часть газонефтяной или газоконденсатно-нефтяной залежи, размеры и геологические запасы которой намного меньше газовой (газоконденсатной) части двухфазной залежи. В зависимости от размеров нефтяные оторочки разделяют на промышленные и непромышленные. По условиям залегания относительно газовой части залежи выделяют подстилающие и окаймляющие нефтяные оторочки.  
Нефтяные оторочки газоконденсатных залежей могут иметь разное происхождение. Конденсационные нефтяные оторочки формируются в пластовых условиях за счёт ретроградной конденсации из сжатых газов значительной части растворённых жидких углеводородов; обычно отличаются низкой плотностью нефти (800-830 кг/м³), высоким выходом бензинокеросиновых фракций (до 90%), небольшой концентрацией смол (до 2%) и твёрдых н-алканов (большей частью до 2%). Остаточные нефтяные оторочки образуются в результате обратного испарения определённого количества бензинокеросиновых и масляных компонентов нефтей: имеют повышенные значения плотности (до 880-900 кг/м³), содержания смолистых веществ (свыше 10-15%), твёрдых углеводородов (до 12-15%); выход бензиновых фракций до 15%. Нефтяные оторочки смешанного генезиса образуются в газоконденсатно-нефтяных залежах в результате частичной конденсации из газовой части дополнительного количества жидких углеводородов. Вопрос о критериях диагностики генетического типа нефтяной оторочки газоконденсатных залежей остаётся дискуссионным.  
Залежи с нефтяной оторочкой разрабатываются как газовые (газоконденсатные) залежи, если оторочка имеет непромышленное значение; как газо (газоконденсатно)-нефтяные — в случае её оценки в качестве промышленной.