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.

2. Для вариантов разработки на режиме истощения, а также истоще­ния с компенсацией пиковых нагрузок за счет резервных мощностей ГПЗ и закачкой избыточных объемов газа в пласт в периоды пониженного по­требления предусматривалась мощность промысла по газу, обеспечивающая удовлетворение пиковых потребностей с бурением при необходимос­ти дополнительных скважин.

3. Расход газа на топливо и собственные нужды промысла принимался на уровне 5 % от суммарного объема остаточного газа.

4. Среднее пластовое давление однозначно определяет состав продук­ции скважины. Испарение выпавшего конденсата не принимается в расчет при определении добычи конденсата.

5. Вторжение воды так же влияет на состояние пластовой газоконденсатной системы, как и закачка газа; поэтому под коэффициентом охвата понимается отношение объема порового пространства, занятого закачивае­мым газом и вторгшейся водой, к суммарному поровому объему, занятому углеводородами.

6. Учет влияния темпа вторжения воды обеспечивается проведением расчетов для различных факторов обводнения. Фактору обводнения (ФО-0) соответствует газовый режим, т. е. продвижение воды отсутствует. При ФО-1 вода продвигается с темпом, рассчитанным по упомянутой методике на основании приведенных исходных данных. При ФО-2 темп вторжения воды в 2 раза превышает предыдущий.

7. Закачка газа прекращается по достижении коэффициента охвата, равного 55 %, для всех вариантов.

8. В период доразработки на истощение соотношение отборов сухого и жирного газов поддерживается таким же, каким оно является в момент прекращения рециркуляции.

9. Давление при режиме истощения залежи, исходя из минимально допустимого давления на устье 2,1 МПа, составляет 4,1 МПа для всех вари­антов.

10. Суточный темп отбора газа в период доразработки определялся из условий контракта на продажу в объеме 1/8400 от извлекаемых запасов газа.

Результаты тщательного математического моделирования процесса разработки площади В месторождения Кэйбоб свидетельствуют о безуслов­ной перспективности способа разработки при частичной закачке газа даже в условиях, когда разработка на режиме истощения характеризуется срав­нительно высокой конденсатоотдачей,

При разработке газоконденсатного месторождения Нокс-Бромайд, за­легающего на большой глубине (4600 м), с поддержанием давления путем рециркуляции газа повышалась не только конденсатоотдача, но и газоотда­ча. Именно поэтому оправданы чрезвычайно высокие капиталовложения для поддержания давления на месторождении (стоимость одной скважины Нокс-Бромайд достигала 1 млн. долл.).

Месторождение расположено в штате Оклахома (США). Открытое в 1956 г., оно разрабатывалось на режиме истощения с 1960 до 1962 г. За этот период было добыто 538 млн. м3 газа и 480 тыс.м3 конденсата. Продук­тивные горизонты месторождения II и III представлены весьма плотными песчаниками с низкими коллекторскими свойствами (пористость 4,5 — 6,8 %, проницаемость 45,10-15 м2, водонасыщенность 11 %). Структура представля­ет собой вытянутую с северо-запада на юго-восток антиклиналь размерами 16x2 км. Запасы газа в двух горизонтах составляли 8,1 млрд.м3, запасы — конденсата (точнее, широкой фракции С3+) — около 6 млн. м3. Содержа­ние фракции С3+ в газе горизонта II — 1030 см3/м3, в газе горизонта III — 510 см3/м3.

Начальное пластовое давление (расчетное) было равно 65,7 МПа, пластовая температура 114 °С. Давление начала конденсации рнк пластового газа горизонта II равно 45,1 МПа, горизонта III P 38,9 МПа. Отметим, что, наряду со значительным превышением пластового давления над гидростатическим (в 1,3—1,4 раза), пластовой газоконденсатной системе было свойственно исключительно большое нефтенасыщение конденсатом: рнк отличается от рпл для горизонта II на 20,6 МПа, а для горизонта III на 26,8 МПа.

Лабораторные и промысловые исследования показали, что специфиче­ские особенности строения песчаника свиты бромайд обусловливают рез­кое снижение его фазовой проницаемости для газа по мере выпадения конденсата в пласте. При изучении шлифов кернов было обнаружено на­личие на зернах песчаника конденсатной пленки, резко снижающей про­ницаемость породы. Полученная исследователями кривая фазовой проница­емости по газу свидетельствовала о том, что фильтрация газа практически прекращается по достижении насыщенности жидкой фазой 50 %. Именно в результате этого ожидался исключительно низкий коэффициент газоотда­чи при разработке на режиме истощения (11 %). Иными словами, выпадаю­щий в призабойной зоне конденсат "запирает" газ в залежи. По данным расчетов, разработка на режиме истощения позволяла добыть всего около 900 млн. м3 газа и 850 тыс. м3 конденсата: тем самым рентабельная разра­ботка месторождения прекратилась бы уже в 1965 г. В то же время разра­ботка при поддержании давления обеспечивала извлечение 5 млрд. м3 газа и 5,25 млн. м3 конденсата. Давление в пласте (в призабойной зоне) следовало поддерживать более высоким, чем рнк. По-видимому, в данном случае опти­мальным условием является рзаб > рнк (выпадающий в призабойной зоне конденсат, несмотря на высокую насыщенность, остается малоподвижным или вообще неподвижным в связи с крайне низкими фильтрационными характеристиками среды).

Согласно проекту разработки с рециркуляцией газа, из десяти имею­щихся эксплуатационных скважин три предполагалось перевести под на­гнетание. Объем закачки намечался на уровне 450 — 600 тыс. м3/сут, темп отбора - 400 — 500 тыс. м3/сут. Около 20 % закачиваемого газа приобрета­ется со стороны; этот газ компенсирует уменьшение объема добываемого его количества за счет выделения конденсата, расхода на топливо, а также изменения сжимаемости газа по мере выделения конденсата.

При довольно низкой продуктивности скважин на месторождении Нокс-Бромайд предполагалось широко использовать мероприятия по ин­тенсификации притока и, в первую очередь, гидроразрыв пласта. Успеш­ное проведение в 1960 г. на скважинах Нокс-Бромайда гидроразрыва впер­вые в мире было осуществлено на глубине 4600 — 4800 м. Применение про­цесса рециркуляции на этом месторождении, несмотря на огромные труд­ности технического, технологического и экономического характера, лиш­ний раз подтверждает большие возможности этого способа разработки.

В качестве интересного примера разработки газоконденсатного место­рождения с применением обратной закачки газа можно привести место­рождение Ла Глория, на котором поддерживалось давление в течение 8 лет. В то время это был один из самых больших проектов по закачке газа с целью получения конденсата в штате Техас.