Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ СОЗДАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ГАЗА В НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

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.