СПОСОБ СОЗДАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ГАЗА В НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ Российский патент 2001 года по МПК B65G5/00 E21B43/16 

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и предназначено для эксплуатации подземных газохранилищ (ПХГ) на базе истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений.

Наиболее близким по технической сути к этому изобретению является способ создания и эксплуатации ПХГ в истощенном нефтегазоконденсатном пласте, включающий закачку и отбор газа через газонагнетательные скважины в присводовой части пласта и отбор нефти нефтедобывающими скважинами из пластов-коллекторов нижней части залежи (СССР, пат. N 1743130, МПК B 65 G 5/00, от 14.04.89 г.).

Недостатком известного способа является то, что в указанном изобретении не проработан вопрос об оптимизации размещения газонагнетательных и нефтедобывающих скважин по площади залежи, способствующий увеличению коэффициента нефтеотдачи месторождений.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности извлечения нефти при создании и эксплуатации ПХГ в нефтегазоконденсатных месторождениях.

Задача решается благодаря тому, что в способе создания и эксплуатации ПХГ в нефтегазоконденсатных месторождениях, включающем закачку и отбор газа через газонагнетательные скважины в присводовой части залежи и отбор нефти нефтедобывающими скважинами из пластов-коллекторов нижней части залежи, выделяют зоны наибольших запасов нефти и располагают горизонтальную часть ствола нефтедобывающих скважин в этих зонах с учетом зон наилучшей проницаемости пласта-коллектора и поверхности контакта газ-нефть, а также условия соблюдения наибольшего отдаления любой точки горизонтальной части ствола от забоев ближайших газонагнетательных скважин.

Кроме того, при размещении горизонтальной части ствола нефтедобывающих скважин учитывают расположение "старых" добывающих скважин и максимально-возможное дренирование запасов по площади.

На фиг. 1 изображена схема создания и эксплуатации ПХГ в нефтегазоконденсатных месторождениях.

На фиг. 2 показана схема вскрытия нефтегазоконденсатного месторождения газонагнетательными и нефтедобывающими скважинами.

На фигурах изображены: газонагнетательные скважины 1, горизонтальные участки стволов нефтедобывающих скважин (фиг. 1), нефтедобывающие скважины (фиг. 2) 2, скважины "старого" фонда 3, зоны наибольших остаточных запасов нефти 4, зоны наилучшей проницаемости пласта-коллектора 5, контур нефтеносности 6, газонефтяной контакт 7.

При создании ПХГ в нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях газонагнетательные скважины (вертикальные или наклонные) располагают, в основном, в присводовой части структуры и вскрывают верхнюю часть залежи. Через эти скважины производят закачку и отбор газа. В нефтяной (нефтегазоконденсатной) залежи образуется искусственная газовая шапка, пластовое давление в которой в период закачки газа возрастает. При этом увеличивается взаимная растворимость газа и нефти. Нефть становится более подвижной и под давлением газовой шапки оттесняется в нижнюю часть залежи, из которой она отбирается нефтедобывающими скважинами (преимущественно горизонтальными), т.к. при этом повышается степень охвата нефтяной залежи. Знакопеременный режим работы ПХГ также способствует увеличению подвижности нефти. В процессе закачки газа легкие фракции нефти растворяются в нагнетаемом газе. Обогащенный газ также оттесняется к пониженной части залежи. Нефтеотдача пласта за счет всех этих процессов существенно возрастет.

Для повышения эффективности извлечения нефти при создании и эксплуатации ПХГ необходимо выделить зоны наибольших остаточных запасов нефти. Для определения зон максимальных остаточных запасов нефти проводят детальный анализ предыдущей эксплуатации месторождения и на основании этих данных строят карту добычи нефти по фактическим данным имеющихся ("старых") эксплуатационных скважин. По построенной карте выделяют участки влияния каждой скважины и, с учетом удельных запасов нефти каждой скважины и площади этих участков, определяют начальные запасы нефти этих участков. Разница между начальными запасами нефти каждого участка и ее добычей по скважинам даст возможность определять остаточные запасы нефти выделенных участков и распределение запасов по площади. С учетом этих данных выделяют зоны максимальных остаточных запасов нефти по площади залежи.

Для повышения эффективности извлечения нефти также выделяют зоны наилучшей проницаемости пласта-коллектора. Для этого, по результатам анализа предыдущей эксплуатации месторождения, строят карты удельных дебитов отдельных скважин, где зоны максимальных дебитов будут соответствовать зонам наилучшей проницаемости пласта-коллектора.

При создании ПХГ в разведанном нефтяном (нефтегазоконденсатном) месторождении, не участвовавшем ранее в разработке, зоны максимальных запасов нефти определяют по данным удельных запасов нефти каждой скважины, а зоны наилучшей проницаемости пласта-коллектора - по результатам исследования скважин.

Для максимального охвата нефтяной залежи процессом вытеснения, нефтедобывающие скважины располагают, исходя из условия соблюдения наибольшего отдаления любой точки горизонтальной части ствола от забоев ближайших газонагнетательных скважин и с учетом поверхности газонефтяного контакта (ГНК).

Для максимального повышения нефтеотдачи оптимальное положение горизонтальной части стволов нефтедобывающих скважин на площади залежи выбирают, учитывая:
- вскрытие зон с наибольшими остаточными запасами нефти;
- расположение максимально возможной части горизонтального участка ствола в зонах наилучшей проницаемости пласта-коллектора;
- наибольшее отдаление любой точки горизонтального ствола от забоев ближайших газонагнетательных скважин;
- расположение поверхности газонефтяного контакта.

Кроме того, необходимо учитывать расположение ствола между забоев "старых" добывающих скважин и максимально-возможное дренирование запасов по площади.

Способ осуществляют следующим образом. На нефтяном (нефтегазоконденсатном) месторождении создают подземное хранилище газа, одновременно обеспечивая увеличение коэффициента нефтеотдачи месторождения. Для осуществления совмещенного процесса бурят 2 категории скважин: газонагнетательные 1 (вертикальные или наклонные), расположенные в присводовой части залежи, осуществляющие закачку и отбор газа в прикровельную часть пласта, и нефтедобывающие 2 (преимущественно горизонтальные), из которых производят добычу нефти, с расположением горизонтальной части ствола в нижней части нефтяной залежи, куда в процессе создания и эксплуатации ПХГ оттесняется нефть.

По результатам анализа эксплуатации (или разведки) месторождения выделяют зоны максимальных остаточных (или балансовых) запасов нефти 4 и зоны наилучшей проницаемости пласта-коллектора 5. Обозначают контур нефтеносности месторождения 6. Определяют поверхность газонефтяного контакта 7. Учитывая наибольшее удаление любых точек горизонтальной части стволов нефтедобывающих скважин 2 от забоев ближайших газонагнетательных скважин 1 и расположения "старых" добывающих скважин 3 и максимально-возможное дренирование запасов по площади, размещают горизонтальную часть ствола нефтедобывающих скважин в выделенных зонах максимальных запасов с учетом зон наилучшей проницаемости пласта-коллектора и поверхности контакта газ-нефть.

Предлагаемый способ создания и эксплуатации подземного хранилища газа в нефтегазоконденсатном месторождении путем оптимизации расположения нефтедобывающих скважин по площади залежи, позволяет успешно решить как задачи повышения надежности газоснабжения, так и существенно увеличить коэффициент извлечения нефти месторождений, что равносильно открытию новых месторождений без затрат на их освоение.

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и предназначено для эксплуатации подземных газохранилищ (ПХГ) на базе истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений. Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности извлечения нефти при создании и эксплуатации ПХГ в нефтегазоконденсатных месторождениях. Способ создания и эксплуатации подземного хранилища газа в нефтегазоконденсатных месторождениях включает закачку и отбор газа через нагнетательные скважины в присводовой части залежи и отбор нефти нефтедобывающими скважинами из пластов-коллекторов нижней части залежи. При этом выделяют зоны наибольших запасов нефти и располагают горизонтальную часть ствола нефтедобывающих скважин в этих зонах с учетом зон наилучшей проницаемости пласта-коллектора и поверхности контакта газ-нефть. Также соблюдают условия соблюдения наибольшего отдаления любой точки горизонтальной части ствола от забоев ближайших газонагнетательных скважин. 1 з.п.ф-лы, 2 ил.

1. Способ создания и эксплуатации подземного хранилища газа в нефтегазоконденсатных месторождениях, включающий закачку и отбор газа через газонагнетательные скважины в присводовой части залежи и отбор нефти нефтедобывающими скважинами из пластов-коллекторов нижней части залежи, отличающийся тем, что выделяют зоны наибольших запасов нефти и располагают горизонтальную часть ствола нефтедобывающих скважин в этих зонах с учетом зон наилучшей проницаемости пласта-коллектора и поверхности контакта газ-нефть, а также условия соблюдения наибольшего отдаления любой точки горизонтальной части ствола от забоев ближайших газонагнетательных скважин. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при размещении горизонтальной части ствола нефтедобывающих скважин учитывают расположение "старых" добывающих скважин и максимально-возможное дренирование запасов по площади.