СПОСОБ СОЗДАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ГАЗА В НЕФТЯНЫХ И НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ Российский патент 2011 года по МПК B65G5/00 E21B43/16 

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

Известен способ создания и эксплуатации ПХГ в истощенном нефтегазоконденсатном пласте, включающий закачку и отбор газа через газонагнетательные скважины в присводовой части пласта и отбор нефти добывающими нефтедобывающими скважинами из пластов-коллекторов нижней части залежи (RU 174443130, B65G 5/00).

Недостатком известного способа является низкий коэффициент нефтеотдачи пласта, что обусловлено отсутствием критериального подхода к размещению газонагнетательных и добывающих скважин по площади залежи.

Наиболее близким техническим решением по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому способу является способ создания и эксплуатации ПХГ в истощенном месторождении, основанный на оптимизации схемы размещения скважин путем учета расположения горизонтальной части ствола нефтедобывающих скважин в зонах наилучшей проницаемости пласта-коллектора и поверхности контакта нефть-газ, соблюдения условия наибольшего удаления любой точки горизонтальной части ствола от забоев ближайших газонагнетательных скважин, а также учете расположения «старых» добывающих скважин и максимально возможного дренирования запасов по площади, включающий закачку и отбор газа через газонагнетательные скважины в присводовой части пласта и отбор нефти горизонтальными нефтедобывающими скважинами из пластов-коллекторов нижней части залежи (RU 2175941, B65G 5/00).

Однако известный способ обеспечивает повышение нефтеотдачи в условиях эксплуатации только массивных залежей с однородной степенью выработки запасов нефти и не позволяет его использовать для эксплуатации истощенных месторождений трещинно-порового типа. Кроме того, способ предусматривает закачку газа вертикальными или наклонными скважинами, что не обеспечивает распространение газа по матричной составляющей коллектора с проницаемостью менее 1 мД.

В основу настоящего изобретения положена задача разработки способа создания и эксплуатации ПХГ, обеспечивающего повышение коэффициента извлечения нефти в истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях трещинно-порового типа, в которых трещинная часть коллектора выработана полностью, а матричная составляющая, имеющая проницаемость менее 1 мД, остается практически не вовлеченной в разработку.

Поставленная задача достигается тем, что в способе создания и эксплуатации подземного хранилища газа в нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях предварительно осуществляют бурение газонагнетательных горизонтальных скважин в присводовой части залежи и добывающих горизонтальных скважин в нижней части залежи выше уровня водонефтяного контакта матричной части коллектора с учетом расположения «старых» добывающих скважин и максимально возможного дренирования запасов по площади и, исходя из условия равномерного расположения газонагнетательных и добывающих скважин по всему объему залежи, выше уровня водонефтяного контакта поровой части коллектора, после чего синхронно в знакопеременном режиме производят закачку и отбор газа через газонагнетательные и добывающие скважины, причем в режиме отбора газа производят одновременно отбор добывающими скважинами водонефтяной продукции и газа из пластов-коллекторов нижней и верхней частей залежи и отбор посредством газонагнетательных скважин нефти из матричной составляющей залежи и воды из обводнившейся трещинной части коллектора.

В предпочтительных вариантах реализации способа:

- закачку газа в газонагнетательные скважины производят с постоянным дебитом, а отбор - с постепенным увеличением дебита;

- закачку газа в добывающие скважины производят с постепенным увеличением дебита.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг.1 изображена схема создания и эксплуатации ПХГ в нефтегазоконденсатных месторождениях, на фиг.2 показана схема вскрытия нефтегазоконденсатного месторождения газонагнетательными и добывающими скважинами, на фиг.3-6 представлены диаграммы, иллюстрирующие пример реализации способа.

На чертежах приняты следующие обозначения: горизонтальные газонагнетательные скважины - 1, горизонтальные добывающие скважины - 2, скважины "старого" фонда - 3, зоны наибольших остаточных запасов нефти - 4, зоны наилучшей проницаемости пласта-коллектора - 5, контур нефтеносности - 6, водонефтяной контакт - 7.

Способ осуществляют следующим образом.

Производят бурение газонагнетательных горизонтальных скважин 1 в присводовой части структуры и добывающих горизонтальных скважин 2 в нижней части залежи выше уровня водонефтяного контакта матричной части коллектора, и вскрывают, соответственно, верхнюю и нижнюю части залежи. Водонефтяной контакт 7 в трещинной составляющей находится вблизи кровли залежи.

Для максимального охвата матричной составляющей залежи процессом вытеснения, добывающие горизонтальные 2 и газонагнетательные горизонтальные скважины 1 располагают, исходя из условия равномерного расположения по всему объему залежи, выше уровня водонефтяного контакта поровой части коллектора.

Кроме того, при размещении горизонтальной части ствола добывающих скважин 2 учитывают расположение "старых" добывающих скважин 3 и максимально возможного дренирования запасов по площади.

Производят в знакопеременном режиме закачку и отбор газа в прикровельной части пласта через верхние газонагнетательные скважины 1 и в нижней части залежи выше уровня ВНК через нижние добывающие скважины 2.

При этом в режиме отбора газа из газонагнетальных скважин 1 производят одновременно через эти скважины отбор воды из обводнившейся трещинной части коллектора и нефти из матричной составляющей залежи.

Одновременно с отбором газа из газонагнетальных скважин 1 производят отбор нефтедобывающими скважинами 2 водонефтяной продукции и газа из пластов-коллекторов нижней и верхней частей залежи выше уровня ВНК матричного коллектора.

Т.е. газонагнетательные скважины 1 одновременно являются и добывающими во время работы ПХГ на отбор, а добывающие скважины 2 дополнительно выполняют функцию нагнетательных скважин во время закачки газа через верхние газонагнетательные скважины 1.

Таким образом, на нефтяном или нефтегазоконденсатном месторождении создают подземное хранилище газа, одновременно обеспечивая увеличение коэффициента нефтеотдачи месторождения.

Получение указанного технического результата обеспечивается за счет реализации нижеследующих процессов.

В процессе работы ПХГ в коллекторе образуется искусственная газовая шапка, главным образом распространяющаяся в трещинной составляющей, пластовое давление в которой в период закачки газа возрастает. При этом увеличивается взаимная растворимость газа и нефти в матричной части коллектора. Из-за низкой проницаемости матрицы газ проникает в нее постепенно с каждым циклом закачки и отбора газа при работе ПХГ. Нефть в матричном коллекторе становится более подвижной и постепенно выталкивается газом в трещины. Так как поступление нефти из матрицы в трещины происходит по всей эффективной нефтенасыщенной толщине, отбор ее происходит как нижним рядом горизонтальных добывающих скважин, так и верхним рядом газонагнетательных скважин во время их работы на отбор газа из ПХГ. Знакопеременный режим работы ПХГ способствует увеличению подвижности нефти. Нефтеотдача пласта за счет всех этих процессов существенно возрастает. При этом горизонтальные газонагнетательные скважины более равномерно насыщают матричный нефтенасыщенный коллектор во время закачки газа, нежели вертикальные или наклонные.

Ниже приведен пример конкретной реализации предлагаемого способа.

Рассматривается залежь А, исходные данные которой представлены в таблице 1.

К моменту начала реализации способа запасы нефти были распределены между матричной и трещиноватой составляющих в соотношении 3 к 1, а выработка углеводородного сырья в основном (80%) производилась из трещин.

Таблица 1   Толщина нефтенасыщенной части - 900 метров   Площадь месторождения - 9 км²   Поровый объем трещинной составляющей нефтенасыщенной части - 28 млн м³   Поровый объем матричной составляющей нефтенасыщенной части - 124 млн м³   Средняя пористость трещинной части - 1.6%   Средняя пористость матричной части - 4.0%   Средняя проницаемость трещинной части - 900 мД   Средняя проницаемость матричной части - 0.2 мД   Начальные запасы месторождения - 84 млн т   Начальные запасы нефти трещинной составляющей - 21 млн т   Начальные запасы нефти матричной составляющей - 63 млн т   Отбор нефти на момент начала работы ПХГ всего - 20 млн т   Отбор нефти на момент начала работы ПХГ из трещин - 16 млн т   Отбор нефти на момент начала работы ПХГ из матрицы - 4 млн т   Остаточные запасы на момент начала работы ПХГ в трещинах - 5 млн т   Остаточные запасы на момент начала работы ПХГ в матрице - 59 млн т  

На месторождении бурятся две группы горизонтальных скважин по 10 шт, равномерно распределенных по площади месторождения. Группа верхних горизонтальных скважин располагается на 70-120 метров ниже кровли продуктивного пласта. Группа нижних горизонтальных скважин располагается на 200-250 метров ниже кровли продуктивного пласта (700 метров над уровнем ВНК в поровой составляющей коллектора). Верхняя группа работает на закачку и отбор газа с циклом: 6 мес. - закачка, 1 мес. - закрыта, 3 мес. - отбор, 2 мес. - закрыта. Нижняя группа - с циклом: 6 мес. - закачка, 6 мес. - отбор. Верхние скважины закачивают газ в пласт в течение 10 лет с постоянным дебитом 7.3 млн м³, а отбирают с постепенным ростом дебита от 6.7 до 16 млн м³. Нижние скважины закачивают газ с увеличивающимся дебитом от 3.3 млн м³ в первом году к 8 млн м³ в 10-м году. Режимы работы показаны на фиг.3 и 4.

В результате работы ПХГ в таком режиме на истощенном трещиновато-поровом нефтяном месторождении с 10 по 15 годы дополнительно добывается более 7 млн т нефти из поровой составляющей коллектора, что повышает КИН с 24% до 32%. При этом добыча возможна еще более 15 лет с конечным коэффициентом нефтеотдачи более 50% (фиг.5, 6).

Предлагаемый способ создания и эксплуатации подземного хранилища газа в нефтегазоконденсатном месторождении трещинно-порового типа 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. Полученный эффект обусловлен постепенной газацией нефти участвующим в работе ПХГ газом, что приводит к снижению вязкости жидких углеводородов и увеличению их подвижности.

Таким образом, месторождение, разбуренное горизонтальными скважинами для работы ПХГ по предлагаемой схеме, вновь становится рентабельно как источник жидких углеводородов.

Бурение газонагнетательных горизонтальных скважин в присводовой части залежи и добывающих горизонтальных скважин в нижней части залежи осуществляют выше уровня водонефтяного контакта матричной части коллектора с учетом расположения «старых» добывающих скважин и максимально возможного дренирования запасов по площади и, исходя из условия равномерного расположения газонагнетательных и добывающих скважин по всему объему залежи, выше уровня водонефтяного контакта поровой части коллектора. Синхронно в знакопеременном режиме производят закачку и отбор газа через газонагнетательные и добывающие скважины, причем в режиме отбора газа производят одновременно отбор нефтедобывающими скважинами водонефтяной продукции и газа из пластов-коллекторов нижней и верхней частей залежи и отбор посредством газонагнетательных скважин нефти из матричной составляющей залежи и воды из обводнившейся трещинной части коллектора. Закачку газа в газонагнетательные скважины производят с постоянным дебитом, а отбор - с постепенным увеличением дебита. Закачку газа в добывающие скважины производят с постепенным увеличением дебита. Повышается извлечение нефти в истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях трещинно-порового типа. 2 з.п. ф-лы, 6 ил., 1 табл.

1. Способ создания и эксплуатации подземного хранилища газа в нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях, заключающийся в том, что предварительно осуществляют бурение газонагнетательных горизонтальных скважин в присводовой части залежи и добывающих горизонтальных скважин в нижней части залежи выше уровня водонефтяного контакта матричной части коллектора с учетом расположения «старых» добывающих скважин и максимально-возможного дренирования запасов по площади и, исходя из условия равномерного расположения газонагнетательных и добывающих скважин по всему объему залежи, выше уровня водонефтяного контакта поровой части коллектора, после чего синхронно в знакопеременном режиме производят закачку и отбор газа через газонагнетательные и добывающие скважины, причем в режиме отбора газа производят одновременно отбор добывающими скважинами водонефтяной продукции и газа из пластов-коллекторов нижней и верхней частей залежи и отбор посредством газонагнетательных скважин нефти из матричной составляющей залежи и воды из обводнившейся трещинной части коллектора.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку газа в газонагнетательные скважины производят с постоянным дебитом, а отбор - с постепенным увеличением дебита.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку газа в добывающие скважины производят с постепенным увеличением дебита.