Способ создания подземного хранилища газа в нефтяном месторождении Советский патент 1990 года по МПК B65G5/00 

Изобретение относится к области подземного хранения газа и может быть использовано при создании хранилища в небольших нефтяных месторождениях.

Цель изобретения - повышение эффективности и сокращение сроков создания подземного хранилища газа в нефтяном месторождении

На фиг. 1 изображена схема расположения скважин на нефтяном месторождении; на фиг. 2 - схематический профильный разрез этого месторождения по линии А-А.

На схемах обозначены: нефтяное месторождение 1, водоносная зона 2, водонефтя- ной контакт (ВНК) 3, нагнетательные скважины 4, эксплуатационная скважина 5, от- t грающая нефть, газоводяной контакт 6,

эксплуатационные скважины 7, отбирающие газ, линия А-А профиля.

Способ осуществляют следующим образом.

На нефтяном месторождении 1 в водоносную зону 2, характеризующуюся максимальной гидропроводностью (в частности, максимальными толщинами пласта-коллектора или максимальными коллекторскими свойствами), под ВНК 3 нагнетают через скважины 4 газ, предназначенный для хранения, и оттесняют воду вниз по падению пласта, освобождая поровый объем. Часть газа перемещается вверх по восстанию пласта в нефтяную залежь I и вытесняет к своду нефть или нефть с водой в случае обводнения залежи в процессе разработки при

сд

О

со

N5

СО

водонапорном режиме, откуда нефть отбирают через скважины 5.

Благодаря смещению очага закачки газа в водоносную зону 2 создаются условия для ускорения сооружения подземного хранили- с ща газа -(ПХГ): возрастают темпы закачки газа, поскольку приемистость пропорциональна мощности и проницаемости коллектора и обратно пропорциональна вязкости флюида.

Кроме того, в случае целенаправленного 10 (неравномерного по площади) смещения расположения нагнетательных скважин в район лучей гидропроводности (максимальных толщин и коллекторских свойств) создают наклонный газоводяной контакт 6 и объем ис- кусственной газовой залежи значительно возрастает по сравнению с объемом при горизонтальном газоводяном контакте (ГВК)- Наклон ГВК поддерживают как закачкой газа в зону 2, так и отбором нефти из зоны 1.

Основной отбор газа производят из кро- 20 вельной крыльевой части искусственной газовой зоны (бывшей водоносной) через скважины 7, поэтому не требуется специальной очистки его от нефти.

Он составит Qr 95-106 м3, что слишком мало для данного района, следовательно, объем хранимого газа выйдет за пределы ВНК залежи.

Если закачивать газ в сводовую часть нефтяной залежи, то можно часть нефти вытеснить за ВНК и потерять не только эту нефть, но и занятый ею объем. Для данного случая, поскольку залежь выработана, он будет невелик, грубо оценим потери нефти в 5-10% от остаточных запасов, т. е. 8- 16 тыс. т. или 12-24 тыс. м3 порового объема (в переводе на газ 2-4 млн. м3). Таким образом, внутри ПХГ образуется некий барьер с ухудшенными коллекторскими свойствами.

Закачка газа в нефтяную залежь, характеризующуюся к тому же меньшими мощностями, чем водоносная з.она, будет затруднена из-за снижения фазовых проницаемостей при трехфазовой фильтрации флюидов.

Поэтому закачку газа проводят в водоносную зону под уровень ВНК, однако нагнетание производят не равномерно по всей площади, а учитывая факт распределения максимальных мощностей коллектора к югу

Циклический характер отбора и закачки 25 от нефтяной залежи, смещая в эту зону экгаза под ВНК при создании ПХГ способствует лучшему вытеснению нефти, так как в нефтяной залежи циклически меняются направления потоков, что позволяет увеличить полноту охвата пластов вытеснением

сплуатационный фонд скважин.

Такое смещение очага закачки газа под ВНК в зону максимальной гидропроводности {увеличение мощности коллектора в 2,5 раза по сравнению с нефтяной зоной,

и дренированием. Постепенно нефтяная за- 30 большая пористость и выше фазовая пролежь 1 освобождается от нефти и воды и из сводовой зоны возможен дополнительный отбор газа из скважины 5.

Пример. Для создания ПХГ предлагается нефтяная залежь тульского горизонта одницаемость) позволит увеличить темпы закачки в 2-3 раза по сравнению с закачкой в нефтяную залежь, и, следовательно, сократить сроки создания ПХГ во столько же раз. Кроме того, в этой зоне легче будет отного из месторождений Размеры структуры 35 тесняться вода вниз из ловушки, а вытеснепо изогипсе 1240 м и составляют 7,5Х Х2,5 км, высота ловушки 34 м. Нефтяная залежь занимает примерно четвертую часть объема ловушки, высота ее 13м, ВНК на отметке 1219 м. Начальные запасы нефти 525 тыс. т, отобрано из пласта 367 тыс. т. Начальное пластовое давление 137 кг/см2, плотность нефти в пластовых условиях ун 0,816 г/см3. Коэффициент усадки нефти К 0,81. Средняя пористость коллектора в

40

ние воды и нефти в нефтяную залежь будет происходить меньшими темпами. Это позволит формировать наклонный газоводяной контакт.

Одновременно с закачкой газа под ВНК в водоносную зону ведут отбор нефти из сводовых скважин нефтяной залежи. Регулирование наклона контакта газ-вода производят как размещением нагнетательных скважин, перфорацией их в подошве пласта и

50

нефтяной зоне 17%, в водоносной 18%. Мак- 45 темпами закачки газа, так и отбором нефти из скважин нефтяной зоны. Отбор газа осуществляют из зоны закачки, но из кровельной крыльевой части структуры.

Объем ловушки тульского горизонта при наклоне ГВКдо изогипсы 1250 м составит порядка 102,5 10Ь м3, а количество хранимого газа ,5 109 м3.

Газ, отбираемый из зоны максимальных мощностей (бывшей водоносной), не будет требовать специальной очистки от нефти

По формуле О г У-Р{гдеР - начальное 55 В отличие от газа отбираемого из нефтяной

зоны. Объем же отбираемого из нефтяной зоны газа значительно меньше отбираемого из чисто газовой зоны, следовательно, потребуется и меньшая мощность очистных

симальная мощность коллектора по оси складки в нефтяной зоне 11 м, в водоносной зоне 27 м.

Объем освободившихся от нефти пор нефтяной залежи равен

V 0J8T70-8 6 0 55-10bM

пластвое давление, ,8 - коэффициент сверхсжимаемости газа) рассчитывают возможный объем хранимого газа.

Он составит Qr 95-106 м3, что слишком мало для данного района, следовательно, объем хранимого газа выйдет за пределы ВНК залежи.

Если закачивать газ в сводовую часть нефтяной залежи, то можно часть нефти вытеснить за ВНК и потерять не только эту нефть, но и занятый ею объем. Для данного случая, поскольку залежь выработана, он будет невелик, грубо оценим потери нефти в 5-10% от остаточных запасов, т. е. 8- 16 тыс. т. или 12-24 тыс. м3 порового объема (в переводе на газ 2-4 млн. м3). Таким образом, внутри ПХГ образуется некий барьер с ухудшенными коллекторскими свойствами.

Закачка газа в нефтяную залежь, характеризующуюся к тому же меньшими мощностями, чем водоносная з.она, будет затруднена из-за снижения фазовых проницаемостей при трехфазовой фильтрации флюидов.

Поэтому закачку газа проводят в водоносную зону под уровень ВНК, однако нагнетание производят не равномерно по всей площади, а учитывая факт распределения максимальных мощностей коллектора к югу

от нефтяной залежи, смещая в эту зону эк от нефтяной залежи, смещая в эту зону эксплуатационный фонд скважин.

Такое смещение очага закачки газа под ВНК в зону максимальной гидропроводности {увеличение мощности коллектора в 2,5 раза по сравнению с нефтяной зоной,

большая пористость и выше фазовая проницаемость) позволит увеличить темпы закачки в 2-3 раза по сравнению с закачкой в нефтяную залежь, и, следовательно, сократить сроки создания ПХГ во столько же раз. Кроме того, в этой зоне легче будет оттесняться вода вниз из ловушки, а вытесне0

ние воды и нефти в нефтяную залежь будет происходить меньшими темпами. Это позволит формировать наклонный газоводяной контакт.

Одновременно с закачкой газа под ВНК в водоносную зону ведут отбор нефти из сводовых скважин нефтяной залежи. Регулирование наклона контакта газ-вода производят как размещением нагнетательных скважин, перфорацией их в подошве пласта и

5 темпами закачки газа, так и отбором нефти из скважин нефтяной зоны. Отбор газа осуществляют из зоны закачки, но из кровельной крыльевой части структуры.

сооружений. Кроме того, будет добыто и некоторое дополнительное количество нефти.

Формула изобретения Способ создания подземного хранилища газа в нефтяном месторождении, включающий закачку газа с изменением положения водонефтяного контакта в водоносной зоне и отбор нефти и газа через скважины,

отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности и сокращения сроков создания хранилища, закачку газа ведут в водоносную зону под уровень водонефтяного контакта с вытеснением нефти к сводовой части структуры, при этом отбор нефти осуществляют из сводовой, а газа - из кровельной крыльевой части структуры.

Изобретение относится к области создания подземных хранилищ газа. Цель изобретения - повышение эффективности и сокращение сроков создания подземного хранилища газа в нефтяных месторождениях. Способ создания включает закачку газа в водоносную зону под уровень водонефтяного контакта. Предназначенный для хранения газ при этом оттесняет воду вниз по падению пласта, а нефть вверх к сводовой части структуры. Благодаря смещению очага закачки газа в водоносную зону создаются условия для ускорения сооружения хранилища, т.к. возрастают темпы закачки газа, поскольку приемистость пласта пропорциональна его мощности и проницаемости. Смещение эксплуатационных и нагнетательных скважин в район лучшей гидропроводности позволяет увеличивать объем хранилища за счет создания наклонного газоводяного контакта. При этом дополнительное количество нефти отбирают из сводовых скважин, а газ - из кровельной, крыльевой части структуры. Способ позволяет использовать для создания подземных хранилищ газа истощенные нефтяные месторождения. 2 ил.