Ссылка для цитирования: Томский К.О., Никитин Е.Д.,  Иванова М.С. Анализ эффективности применения горизонтальных скважин для выработки запасов залежи газоконденсатного месторождения с низкими фильтрационно-емкостными свойствами // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2023. – Т. 334. – №9. – С. 172-181.

Актуальность исследования обусловлена осложнениями, возникающими при разработке газоконденсатных месторождений на истощение со сложными термобарическими условиями, связанными с процессами выпадения большого количества ретроградного газового конденсата в поровом пространстве пласта, а особенно вблизи добывающих скважин из-за падения пластового давления, что в конечном итоге может снизить производительность скважин в два и более раз. В настоящее время в связи с развитием технологий строительство горизонтальных скважин стало традиционным методом увеличения газо-конденсатоотдачи, при котором за счет повышения эффективной площади дренирования скважины существенно уменьшаются значения депрессии при тех же отборах газа или выше в сравнении с вертикальными, что должно также снизить негативное влияние эффекта «конденсатной банки» при рентабельном соотношении коэффициента извлечения газа к коэффициенту извлечения конденсата. В связи с этим актуальным становится вопрос исследования эффективности применения технологии горизонтальных скважин на «сложных» месторождениях с начальным пластовым давлением, близким или равным давлению начала конденсации с высокой степенью неоднородности, низкими фильтрационно-емкостными свойствами и малой мощностью. Цель: оценка технологий эксплуатации газоконденсатных месторождений вертикальными и горизонтальными скважинами при различных технологических режимах эксплуатации скважин на конечную газо- и конденсатоотдачу, а также изучение характера выпадения конденсата в поровом пространстве в условиях нефтегазоконденсатного месторождения с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Объекты. Пласт БУ₈^1–2 характеризуется высоким содержанием тяжелых углеводородов в составе пластового газа, которые начинают выпадать сразу же после начала эксплуатации объекта. Пласт имеет общую толщину от 22 до 57 м, и при этом объем газонасыщенных пород составляет 5463585 тыс. м³, а начальные запасы сухого газа – 130064 млн м³. Методы: геологическое и гидродинамическое моделирование на программном продукте Т-Навигатор (Rock Flow Dynamics). Результаты. Было установлено, что горизонтальная скважина с длиной перфорированного горизонтального участка 1400 м способна добывать столько же газа, сколько три вертикальные при кратных меньших значениях депрессий, однако из-за большего контура дренирования конденсат выпадает по большему объёму пласта с насыщенностью ниже «критической» и поэтому весь выпавший конденсат становится неподвижным, препятствуя газу фильтроваться к забою скважины и снижая общий коэффициент извлечения газа/коэффициент извлечения конденсата. Также выявлено, что вертикальные скважины при данных начальных условиях обеспечивают большую добычу конденсата по сравнению с горизонтальными скважинами и при этом конденсата добывается больше при уменьшении депрессии на пласт.