Способ создания подземного хранилища газа в нефтяном месторождении

" ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕН сследовательский Разработка азоконден дра, 1987, ыча и под а, 1974, с. и экатных , 274, емное 150 -(54)ХРАНТОРО (57)данияретениращенлища СПОСОБИЛИЩЖДЕНИИзобретподземня - поие срокогаза в 7, отбирающие ОСУДАРСТ 8 ЕНКЫЙ КОМИТЕТО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМРИ ГКНТ СССР А ВТОРСМОМЪ/ СВИДЕТЕЛЬСТ(56) Ширковский А. Н.сплуатация газовых иместорождений. - М.: НеШирковский А. Н. Добхранение газа. - М.: Нед151. СОЗДАНИЯ ПОДЗЕМНОГО А ГАЗА ВНЕФТЯНОМ МЕСИние относится к области созых хранилищ газа. Цель изобышение эффективности и сокв создания подземного хранинефтяных месторождениях. Изобретение относится к области подземного хранения газа и мджет быть использовано при создании хранилища.в небольших нефтяных месторождениях.Цель изобретения - повышение эффективности и сокращение сроков создания под-. земного 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 скважчны 4, эксплуатационная скважина 5, отрающая нефть, газоводяной контакт 6,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. эксплуатационные скважиныгаз, 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 1 и вытесняет к своду нефть или нефть с водой в случае обводнения залежи в процессе разработки приводонапорном режиме, откуда нефть отбирают через скважины 5.Благодаря смещению очага закачки газав водоносную зону 2 создаются условия дляускорения сооружения подземного хранилища газа (Г 1 ХГ); возрастают темпы закачки газа, поскольку прием истость пропорциональна мощности и проницаемости коллектора и обратно пропорциональна вязкости флюида,Кроме того, в случае целенаправленного(неравномерного по площади) смещения расположения нагнетательных скважин в районлучей гидропроводности (максимальных толщин и коллекторских свойств) создают наклонный газоводяной контакт 6 и объем искусственной газовой залежи значительно возрастает по сравнению с объемом при горизонтальном газоводяном контакте (ГВК) .Наклон ГВК поддерживают как закачкойгаза в зону 2, так и отбором нефти из зоны 1.Основной отбор газа производят из кровельной крыльевой части искусственной газовой зоны (бывшей водоносной) через скважины 7, поэтому не требуется специальнойочистки его от нефти.Циклический характер отбора и закачкигаза под ВНК при создании ПХГ способствует лучшему вытеснению нефти, так какв нефтяной залежи циклически меняются направления потоков, что позволяет увеличить полноту охвата пластов вытеснениеми дренированием. Постепенно нефтяная залежь 1 освобождается от нефти и воды и изсводовой зоны возможен дополнительный отбор газа из скважины 5.Пример, Для создания ПХГ предлагается нефтяная залежь тульского горизонта одного из месторождений. Размеры структурыпо изогипсе 1240 м и составляют 7,5 к,Х 2,5 км, высота ловушки 34 м. Нефтянаязалежь занимает примерно четвертую частьобъема ловушки, высота ее 13 м, ВНК на отметке 1219 м. Начальные запасы нефти525 тыс. т, отобрано из пласта 367 тыс. т, Начальное пластовое давление 137 кг/см, плотность нефти в пластовых условиях ун==0,816 г/см. Коэффициент усадки нефтиК0,81. Средняя пористость коллектора внефтяной зоне 17 Я, в водоносной 18 Я, Максимальная мощность коллектора по оси складки в нефтяной зоне 11 м, в водоносной зоне 27 м.Объем освободившихся от нефти пор нефтяной залежи равен367 10Ч = --- -= 0,55 1 О м0,81 0,816 По формуле 9=7 - , (где Р - начальноеР2.пластвое давление, 2=0,8 - коэффициент сверхсжимаемости газа) рассчитывают возможный объем хранимого газа. Он составит Я,=95 О м, что слишкоммало для данного района, следовательно,объем хранимого газа выйдет за пределыВНК залежи,Если закачивать газ в сводовую частьнефтяной залежи, то можно часть нефти вытеснить за ВНК и потерять не только этунефть, но и занятый ею объем. Для данногослучая, поскольку залежь выработана, онбудет невелик, грубо оценим потери нефти в10 о5 - 10,г от остаточных запасов, т. е. 8 -16 тыс, т. или 12 - 24 тыс. м порового объема (в переводе на газ 2 - 4 млн, м). Такимобразом, внутри ПХГ образуется некийбарьер с ухудшенными коллекторскими15 свойства ми.Закачка газа в нефтяную залежь, характеризующуюся к тому же меньшими мощностями, чем водоносная зона, будет затруднена из-за снижения фазовых проницаемостейпри трехфазовой фильтрации флюидов.Поэтому закачку газа проводят в водоносную зону под уровень ВНК, однако нагнетание производят не равномерно по всейплощади, а учитывая факт распределениямаксимальных мощностей коллектора к югуот нефтяной залежи, смещая в эту зону эксплуатационный фонд скважин.Такое смещение очага закачки газа подВНК в зону максимальной гидропроводности (увеличение мощности коллектора в2,5 раза по сравнению с нефтяной зоной,30 большая пористость и выше фазовая проницаемость) позволит увеличить темпы закачки в 2 - 3 раза по сравнению с закачкойв нефтяную залежь, и, следовательно, сократить сроки создания ПХГ во столько же раз.Кроме того, в этой зоне легче будет от 35 тесняться вода вниз из ловушки, а вытеснение воды и нефти в нефтяную залежь будетпроисходить меньшими темпами. Это позволит форми ровать наклонный газоводянойконта кт.Одновременно с закачкой газа под ВНКв 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 и45 темпами закачки газа, так и отбором нефти из скважин нефтяной зоны. Отбор газаосуществляют из зоны закачки, но из кровельной крыльевой части структуры.Объем ловушки тульского горизонта принаклоне ГВК до изогипсы250 м составит по 50 рядка 102,5 10 м, а количество хранимогогаза Я= 5 10 м,Газ, отбираемый из зоны максимальныхмощностей (бывшей водоносной), не будеттребовать специальной очистки от нефтив отличие от газа, отбираемого из нефтянойзоны. Объем же отбираемого из нефтянойзоны газа значительно меньше отбираемогоиз чисто газовой зоны, следовательно, потребуется и меньшая мощность очистных1569291 Риг.4 5 4 7 4 Составитель В. АрхиповРедактор Е. Папп Техред И. Верес Корректор В. Ка баии йЗаказ 1423 Тираж 634 ПодписноеВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям н открытиям при ГКНТ СССР113035, Москва, Ж - 35, Раушская наб., д. 4/5Производственно-издательский комбинат Патент, г, Ужгород, ул. Гагарина, 1014 сооружений. Кроме того, будет добыто и некоторое дополнительное количество нефти.формула изобретенияСпособ создания подземного хранилища газа в нефтяном месторождении, включаю щий 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.