Анализ причин роста газового фактора в процессе разработки нефтяных месторождений

На сегодняшний день можно констатировать факт, что значительная доля месторождений ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» эксплуатируется с величиной Гф, превосходящей проектное значение. Данное обстоятельство является причиной дисбаланса при списании объемов добычи растворенного газа. Этот дисбаланс можно назвать эффектом опережающей выработки газа, который 86 выразился в дефиците запасов растворенного газа на балансе месторождений на поздней стадии разработки (что противоречит тенденциям, отмеченным при разработке месторождений Урало-Поволжья, в работе авторами, напротив, обозначена проблема «избытка» растворенного газа на балансе месторождений).
Причины расхождений «рабочих» и проектных значений Гф кроются, как в методической плоскости, так и являются следствием влияния технологических изменений на режим эксплуатации нефтегазовых залежей и работы промысловых объектов сбора и подготовки продукции скважин.
Для оценки влияния технологических факторов на изменение величины газового фактора нефти на Рисунке 1 приведена динамика данного параметра по территориальным предприятиям ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь», расположенным в регионе Широтного Приобья («Повхнефтегаз», «Когалымнефтегаз», «Лангепаснефтегаз» и «Покачевнефтегаз»). Динамика приведена в разрезе групп объектов разработки за период с 2006 по 2015 гг. Одна группа представлена вышележащими пластами А и Б Сургутского и Вартовского сводов, другая объектами – ачимовской толщи и юрских отложений того же региона (данные объекты как раз стали активно вовлекаться в разработку с середины 2000-х годов). Как видно из Рисунка 1, динамику к росту Гф имеют обе группы объектов, причем, если по группе Ю+Ач, находящейся на начальной стадии разработки, увеличение газового фактора составляет в среднем 14 % (с 90,8 до 103,8 м3 /т за 10 лет), то объектам А+Б прирост Гф куда существеннее – 25 % (с 50,5 до 63,5 м 3 /т за тот же период)

.
Как следует из Рисунка 1, рост величины Гф по месторождениям рассматриваемого региона в настоящий момент определяется динамикой данного показателя именно по вышележащим объектам, вошедшим в позднюю стадию эксплуатации. Увеличение газового фактора нефти по пластам Ю+Ач с точки зрения сложившихся представлений является абсолютно логичным и объясняется начальным этап эксплуатации залежей, сопряженным с неизбежным снижением пластового давления по причине незаконченности формирования системы разработки, отставанием ввода нагнетательных скважин от добывающих, отбором из пласта наиболее легких углеводородных компонентов. Изменение газового фактора по залежам верхних и нижних меловых отложений имеют другую природу, так как данные объекты разработки характеризуются значительной выработанностью запасов и высокой обводненностью продукции скважин. Казалось бы, откуда взяться дополнительным объемам газа? Для анализа причин изменений следует рассмотреть влияние технологических факторов на изменение свойств флюида в процессе эксплуатации залежей.
Рисунок 1. – Динамика величины Гф по объектам разработки ТПП ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» («Повхнефтегаз», «Когалымнефтегаз», «Лангепаснефтегаз» и «Покачевнефтегаз») за период 2006 – 2015 гг.
Среди технологических факторов, способных оказать влияние на изменение величины газового фактора нефти, в рамках анализа рассмотрены основные, связанные с взаимодействием подземных и наземных систем месторождения: 55,5 55,5 56,4 60,6 62,0 65,0 67,1 72,2 74,2 76,4 50,5 49,5 49,6 53,7 54,3 56,2 57,6 60,8 60,8 63,5 90,8 86,6 85,6 86,7 87,4 90,3 90,4 98,5 102,8 103,8 40 50 60 70 80 90 100 110 2006 г