Патент на изобретение №2386805

(54) СПОСОБ СОЗДАНИЯ МАЛОПРОНИЦАЕМОГО ЭКРАНА В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ

(57) Реферат:

Изобретение относится к способам создания малопроницаемого экрана в пористой среде в изолируемой зоне пласта при хранении газа в подземном хранилище. Технический результат: повышение надежности эксплуатационных характеристик экрана, снижение расхода пенообразователя и количества газа, используемых для пенообразования, а также затрат на бурение скважин. Сущность изобретения: производят проводку нагнетательной скважины в изолируемой зоне по траектории, сходной с конфигурацией кровли изолируемой зоны пласта. Затем закачивают в нее раствор пенообразователя с последующей подачей газа для пенообразования. Определяют минимальный горизонтальный поперечный размер экрана из условий фильтрации через экран газа и/или воды с учетом градиента давления на границах экрана за период, равный периоду максимальной закачки в хранилище газа или максимально допустимого отбора газа из данного хранилища. Минимальный вертикальный размер экрана принимают равным величине, составляющей не менее максимального расстояния от кровли пласта до газоводяного контакта в зоне создания экрана. Предпочтительно производят проводку нагнетательной скважины, траектория которой нормальна к вектору средней скорости пластового флюида в изолируемой зоне пласта. Предпочтительно также производят проводку наклонно направленной и/или горизонтальной нагнетательной скважины. 2 з.п. ф-лы, 3 табл., 3 ил.

Изобретение относится к способам создания малопроницаемого экрана в пористой среде в изолируемой зоне пласта при хранении газа в подземном хранилище в пористых пластах-коллекторах, а именно к способам ограничения нежелательного движения пластовых флюидов в пористых средах, и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности.

Эксплуатация подземных хранилищ газа (ПХГ) в пластах-коллекторах существенно осложняется вследствие перетоков газа за пределы проектных гипсометрических отметок по зонам и прослоям пласта с аномально высокими коллекторскими свойствами, а также вследствие преждевременного обводнения эксплуатационных скважин при отборе газа из ПХГ, происходящего:

– вследствие недостаточно полного замещения в пористой среде воды газом в окрестности скважины при нагнетании последнего в пласт-коллектор ПХГ и выдавливания воды из низкопроницаемых, неосушенных прослоев в ствол скважины при последующем отборе газа из ПХГ;

– вследствие подъема воды к забою эксплуатационных скважин через литологические «окна»;

– вследствие падения давления в пласте в окрестности эксплуатационной скважины и, как следствие, конусообразных прорывов пластовой воды из нижележащих водоносных горизонтов;

– вследствие массированного внедрения пластовой воды в газонасыщенную область пласта ПХГ при наличии высокопроницаемых зон вблизи газоводяного контакта (ГВК).

Для исключения этих осложнений, приводящих к снижению эффективности эксплуатации скважин ПХГ и представляющих угрозу для экологического состояния окружающей среды, создают внутрипластовые малопроницаемые экраны.

Теоретической основой создания внутрипластовых экранов является снижение фазовой проницаемости пористой среды для пластовой жидкости и газа при закачке через скважины в зону пласта-коллектора, подлежащую изоляции, экранирующих жидкостей различной природы – цементных растворов, гидрофобизаторов, пены, эмульсий и т.п.

Наиболее эффективным средством для создания внутрипластовых экранов с целью изоляции нежелательного движения воды и особенно газа является образование в пористой среде пены из раствора пенообразователя на основе поверхностно-активного вещества (ПАВ) и газа. Согласно результатам лабораторных исследований, приведенных в монографии (Эксплуатация подземных хранилищ газа., Каримов М.Ф., М.: Недра, 1981), пена, образованная в пласте из раствора пенообразователя и газа, представляет собой неравновесную дисперсную систему и, в зависимости от концентрации ПАВ в растворе и насыщенности газом пористой среды, может на несколько порядков снижать фазовую проницаемость пористой среды, особенно для газа.

Известен способ создания экрана путем закачки раствора пенообразователя в цепочку скважин в зоне предполагаемой утечки газа в пласте-коллекторе (US 3330352, 1967, US 3393738, 1968). Согласно указанному способу в результате механического перемешивания раствора пенообразователя и потока газа в пласте, подлежащем изоляции, в пористой среде образуется пена, которая обладает изолирующими свойствами. Рекомендуемая концентрация ПАВ в растворе пенообразователя составляет от 0,001% до 10 мас.%. С целью повышения стабильности образуемой в пласте пены в раствор пенообразователя добавляют загуститель. При этом раствор пенообразователя нагнетают в пласт в объеме, достаточном для образования сплошного экрана, двумя порциями, причем концентрация ПАВ в первой порции составляет от 1% до 10 мас.%, а во второй – от 0,001% до 1 мас.%. Данному способу свойственны следующие недостатки: при закачке раствора пенообразователя во все скважины цепочки для получения приемлемого результата необходимо закачивать очень большие объемы раствора. Нагнетание раствора пенообразователя в цепочку скважин с постоянным расходом приводит к повышению пластового давления. Для поддержания постоянного расхода необходимо повышать давление нагнетания, что не всегда осуществимо, а снижение расхода увеличивает сроки создания экрана в пласте.

Известен способ создания экрана в пласте, при котором пенообразующий раствор с концентрацией ПАВ 0,01-5 мас.% закачивают в нагнетательные скважины, чередующиеся с разгрузочными (US 3306354, 1967 и US 3379260, 1968). При этом разгрузочные скважины оставляют открытыми и по изливающейся из них жидкости контролируют образование сплошного барьера на основе контроля концентрации ПАВ в этой жидкости.

Описанный способ создания экрана является более рациональным вследствие возможности контроля чрезмерного повышения пластового давления и получения в пласте сплошного барьера из раствора пенообразователя благодаря наличию разгрузочных скважин. Однако данному способу также свойственны вышеуказанные недостатки, кроме того, в нем также отсутствуют рекомендации по определению оптимального объема раствора пенообразователя и газа, необходимых для создания экрана.

Более близким к описываемому изобретению является способ создания пенного экрана (барьера) в пласте при подземном хранении газа (SU 1385438, 1986). Согласно этому изобретению раствор пенообразователя закачивают в пласт в зоне предполагаемой изоляции потока газа через проведенные чередующиеся нагнетательные и разгрузочные скважины. На первом этапе раствор закачивают в ряд нагнетательных скважин, чередующихся с разгрузочными, до появления раствора пенообразователя в отбираемой из разгрузочных скважин жидкости, причем дебит разгрузочных скважин должен превышать приемистость нагнетательных. После появления раствора в разгрузочных скважинах нагнетательные скважины останавливают и раствор пенообразователя закачивают в разгрузочные скважины, причем объем раствора, закачанного на втором этапе, составляет 2/3 от объема раствора, закачанного в пласт на первом этапе.

Недостатки способа заключаются в необходимости использования большого числа скважин высокого расхода пенообразователя и количества газа, используемых для пенообразования для обеспечения относительно надежного перекрытия проектного участка. При этом известный способ не решает в полной мере вопросы контроля надежности перекрытия изолируемого участка, вопросы распространения экрана за пределы крайних скважин. Кроме того, данный способ не позволяет определить объемы закачиваемого в скважины газа, необходимые для создания устойчивого экрана.

Задачами описываемого изобретения являются:

– повышение надежности ограничения движения газового объема с целью предотвращения утечек газа при его хранении в пластах-коллекторах в пределах расчетных (проектных) гипсометрических отметок;

– определение объема газа, закачиваемого вслед за раствором для обеспечения устойчивого экрана;

– предотвращение вторжения пластовой воды в искусственную газовую залежь с целью продления периода безводной эксплуатации подземного хранилища газа (ПХГ).

Поставленные задачи решаются способом создания малопроницаемого экрана в изолируемой зоне пласта при хранении газа в подземном хранилище путем проводки нагнетательной скважины, закачивания в нее раствора пенообразователя с последующей подачей газа для пенообразования, в котором согласно изобретению проводку нагнетательной скважины в изолируемой зоне производят по траектории, сходной с конфигурацией кровли изолируемой зоны пласта, при этом минимальный горизонтальный поперечный размер экрана определяют из условий фильтрации через экран газа и/или воды с учетом градиента давления на границах экрана за период, равный периоду максимальной закачки в хранилище газа или максимально допустимого отбора газа из данного хранилища, а минимальный вертикальный размер экрана принимают равным величине, составляющей не менее максимального расстояния от кровли пласта до газоводяного контакта в зоне создания экрана.

При этом предпочтительно производят проводку нагнетательной скважины, траектория которой нормальна к вектору средней скорости пластового флюида в изолируемой зоне пласта.

Предпочтительно, также, производят проводку наклонно направленной и/или горизонтальной нагнетательной скважины.

Достигаемый при этом технический результат заключается в увеличении надежности эксплуатационных характеристик экрана за счет повышения сплошности экрана, в снижении расхода пенообразователя и количества газа, используемых для пенообразования, а также затрат на бурение скважин.

Описываемый способ проводят следующим образом.

Для создания малопроницаемого экрана определяют зону, в которой необходимо создать экран (например, по периферии пласта-коллектора ПХГ или в литологическом «окне»). Далее размечают расположение осей будущего экрана и производят проводку (бурение) нагнетательной скважины в изолируемой зоне, траектория которой сходна с конфигурацией кровли изолируемой зоны пласта и, предпочтительно, нормальна к вектору средней скорости пластового флюида в изолируемой зоне. При этом производят проводку наклонно направленной и/или горизонтальной скважины. Скважину обсаживают и перфорируют в интервале изолируемой зоны.

Проводят закачивание расчетного объема раствора пенообразователя в эту скважину, вслед за раствором закачивают компримированный газ в количестве, равном в пластовых условиях 3-5 объемам закачанного раствора.

Теоретической и расчетной основой создания малопроницаемых экранов являются эмпирические зависимости относительных фазовых проницаемостей, которые имеют следующий вид (Каримов М.Ф. Эксплуатация подземных хранилищ газа, М.: Недра, 1981, с.104):

f_ж(s, C)=0, при: 0,81;

f_г(s, C)=0, при: 00,1;

а=3,5+12ln[1+(100 с)^1,5], где

s – газонасыщенность пористой среды, безразмерная величина;

С – концентрация пенообразующего ПАВ, мас.%;

f_ж – относительная фазовая проницаемость пористой среды по жидкости, безразмерная величина;

f_г – относительная фазовая проницаемость пористой среды по газу, безразмерная величина.

В качестве раствора пенообразователя используют растворы различных ПАВ. Более предпочтительно использование раствора синергетических композиций ПАВ, состоящих из основного пенообразующего неионогенного ПАВ и вспомогательного анионоактивного ПАВ в пластовой воде, например композиции, состоящей из основного пенообразующего неионогенного ПАВ, например оксиэтилированного алкилфенола марки ОП-7 или ОП-10, и вспомогательного анионоактивного ПАВ в виде сульфит-спиртовой барды (ССБ). При приготовлении раствора важным является использование пластовой воды того горизонта, где планируется создание экрана. Это обеспечивает максимальное сохранение прочности и структуры пласта-коллектора.

Известно, что основным фактором, влияющим на потери ПАВ в фильтрационном потоке раствора пенообразователя в пласте, является адсорбция. Степень адсорбции зависит от индивидуальных свойств ПАВ и минералов, слагающих породу. В связи с этим определение концентрации ПАВ в растворе пенообразователя, необходимого для создания эффективного экрана, производят с учетом адсорбционных свойств пористой среды и ПАВ (табл.1). Наличие в этой композиции анионоактивного ПАВ ССБ вследствие лучшей его адсорбции на поверхности породы (Гидродинамика и фильтрация однофазных и многофазных потоков, Труды МИНХ и ГП имени И.М.Губкина, М.: Недра, 1972, с.76) обеспечивает синергетический эффект – снижение потерь основного ПАВ до 60 мас.%. В синергетической композиции, используемой в данном случае, предпочтительно использовать указанные ПАВ в соотношении 1:1 по массе. При этом концентрация композиции в пластовой воде составляет 0,6%-1 мас.%.

Экспериментальные значения фронтовой газонасыщенности и значения, рассчитанные с использованием формул (1) и (2), показаны на фиг.1.

Из представленных материалов следует, что образование в пористой среде пен – неравновесных дисперсных систем обеспечивает увеличение газонасыщенности уже на фронте вытеснения до 0,7-0,8. При этом снижается фазовая проницаемость также и для воды. Поэтому неравновесные дисперсные системы эффективно могут быть использованы как для экранирования газового объема от перетока за пределы определенной изогипсы, так и для экранирования вторжения воды в газонасыщенный объем ПХГ.

В описываемом изобретении повышение надежности перекрытия проектного участка и снижение затрат на создание внутрипластового экрана имеют существенное значение.

Основным параметром экрана, определяющим эффективность его функционирования, является ширина экрана – минимальный горизонтальный поперечный размер экрана. Ширину экрана определяют исходя из того, что частица газа или воды должна фильтроваться сквозь экран за время Т (равное части цикла закачки или отбора), которое технологически обосновывается из условия надежной изоляции перетоков газа за пределы ПХГ в период максимальной закачки газа или вторжения краевой воды в газоносную область в период максимально допустимого отбора газа при циклической эксплуатации ПХГ. В зависимости от геологических и технологических особенностей ПХГ время Т составляет около 90 суток.

Ширину экрана, т.е. необходимый (минимальный) поперечный размер l, для надежной изоляции газового объема определяют из условий фильтрации с учетом градиента давления на границах экрана из выражения:

где P₁ и Р₂ – значение давления на границах экрана, МПа; k_г – коэффициент фазовой газопроницаемости, м²; m – пористость, доли; µ_г – вязкость газа в пластовых условиях, мПа·с.

Для частиц воды, фильтрующейся через экран в газоносную зону, необходимую ширину экрана определяют из выражения:

здесь k_в – коэффициент фазовой газопроницаемость для воды, м²;

µ_в – вязкость пластовой воды в условиях пласта, мПа·с.

По этим формулам, задавая необходимое время экранирования газового объема или вторгающейся пластовой воды, определяют ширину экрана.

Расчеты, выполненные с использованием основных промысловых характеристик подземных хранилищ ОАО «Газпром», показывают, что максимальное значение ширины экрана для изоляции объема газа составляет 19-20 м, а для изоляции вторгающейся воды достаточно ширины экрана в 9-10 м. Подробный расчет ширины экрана приводится в примере.

Минимальный вертикальный размер экрана h (толщина) принимают равным величине, составляющей не менее максимального расстояния от кровли пласта до газоводяного контакта в изолируемой зоне, обеспечивающего проектный объем ПХГ.

Количество раствора, необходимого для создания экрана длиной L, шириной l и толщиной h, определяют из следующего выражения:

где L – длина экрана, м;

m – пористость, доли;

s – фронтовая насыщенность, безразмерная величина;

– коэффициент Викке, безразмерная величина;

r_экp – эквивалентный радиус горизонтального экрана в зависимости от ширины экрана l, м и толщины его h, м, определяют из следующего выражения:

Фронтовую насыщенность s определяют в зависимости от выбранной минерализации пластовой воды и концентрации по графикам, приведенным на фиг.1.

Коэффициент Викке определяется выражением ²=С/(С+_max),

где С, _max – соответственно начальная концентрация ПАВ в растворе и максимальная адсорбция ПАВ на поверхности пласта-коллектора, мас.%.

В таблице 2 приведены значения коэффициента Викке для растворов оксиэтилированных алкилфенолов в пластах различной пористости.

Компаундирование ССБ с концентрацией 0,3% по массе позволяет снизить величину концентрации основного ПАВ на 40%.

Объем газа, который необходимо закачать вслед за раствором, в нормальных условиях составляет

где

V_раств. – объем раствора, м^3,

Р_пл – пластовое давление, МПа,

Р_атм – атмосферное давление, МПа.

Количество основного ПАВ в пенообразующем растворе, М_осн (кг), определяется из выражения:

где

С₀ – концентрация основного ПАВ, мас.%,

V_pacтв. – расчетный объем пенообразующего раствора, м³.

Количество синергетической компоненты в пенообразующем растворе, М_синер. (кг), определяется из выражения:

где

С^С – концентрация синергетической компоненты, мас.%,

V_раств. – расчетный объем пенообразующего раствора, м³.

На фиг.1 приведены значения фронтовой насыщенности при замещении растворов ПАВ газом. Обозначения: М=1% – замещение растворов ПАВ в пластовой воде гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией 1% по массе; М=15% – замещение растворов ПАВ в пластовой воде хлоркальциевого типа с минерализацией 15% по массе.

На фиг.2 представлен вид ПХГ в плане с указанием расположения экрана на периферии ПХГ, контуры ГВК, эксплуатационных и наблюдательных скважин и изогипсы, обеспечивающей проектный объем ПХГ, L – расчетная длина экрана.

На фиг.3 представлены геологический профиль ПХГ с указанием кровли геологической ловушки, ГВК по изогипсе, обеспечивающей проектный объем ПХГ, и расположения экрана на периферии ПХГ по сечению А-А фиг.2. Обозначения: l – ширина экрана, h – толщина экрана.

ПРИМЕР

В изолируемой зоне пласта производят бурение наклонно направленной и горизонтальной нагнетательной скважины, траектория которой сходна с конфигурацией кровли изолируемой зоны пласта и нормальна к вектору средней скорости пластового флюида в изолируемой зоне. Скважину обсаживают и перфорируют в интервале изолируемой зоны.

Определяют: размеры экрана, объем раствора и массу ПАВ, необходимых для создания экрана.

Исходные данные

Протяженность экранируемой зоны (мульды, литологического окна, периферийной аномально высокопроницаемой зоны) L=300 м.

Глубина пласта Н=1000 м.

Пластовая вода хлоркальциевого типа по Сулину с общей минерализацией М=150 г/л.

Пластовое давление изменяется в пределах 8-10 МПа, т.е. максимальная нагрузка на экран составляет 2 МПа.

Толщина экрана в изолируемой зоне h=10 м.

Проницаемость k=0,65·10^-12 м².

Пористость m=0,25.

Вязкость газа 0,014 мПа·сек.

Вязкость пластовой воды 1,8 мПа·сек.

1) По таблице 1 выбирают основной пенообразующий ПАВ, например ОП-10, с критической концентрацией выше 0,5% и добавляют синергетическую компоненту ПАВ – 0,5% ССБ.

2) По кривым, приведенным на фиг.1, определяют значение фронтовой насыщенности s в зависимости от принятой критической концентрации, в данном случае составляющее s=0,7.

3) По формулам (1) и (2) определяют относительные проницаемости для газа и жидкости при s=0,7:

k^*_г=0,0001, k^*_ж=0,003, следовательно,

k_г=0,0001·0,65·10^-12 м², а k_ж=0,003·0,65·10^-12 м².

4) Рассчитывают проектную ширину (поперечный размер) экрана l.

Поперечный размер экрана l в синклинальной мульде (или в литологическом окне, или в периферийной зоне ПХГ) определяют из условия прохождения газа через экран за время Т при закачке газа и краевой или подошвенной воды за период максимально допустимого отбора газа из ПХГ.

Величину l определяют из выражения (3), принимая, что фильтрация газа является установившейся и сечение экрана постоянно:

где P₁ и Р₂ – значение давления на границах экрана, МПа; k_г – коэффициент фазовой газопроницаемости, м²; m – пористость, доли; µ – вязкость газа в пластовых условиях, мПа·с.

Для частиц воды, фильтрующейся через экран в газоносную зону, по формуле (4) определяют минимальную ширину экрана l при тех же условиях:

Таким образом, ширина экрана, создаваемого для предотвращения перетоков газа, имеет двукратный запас для изоляции пластовой воды.

По формуле (6) при заданной толщине h=10 м и вычисленной ширине экрана 20 м определяют радиус горизонтального экрана, равный 10,63 м.

По формуле (5) определяют необходимый объем раствора. Последний составляет величину, равную 20516 м³. По формуле (8) определяют массу пенообразователя, необходимого для создания экрана. Указанная величина равна 102 тоннам. При использовании 1% раствора ПАВ получают соответственно 14232 м³ и 142 тонны. По формуле (7) определяют необходимое количество газа для создания устойчивого экрана.

В таблице 3 представлены сравнительные результаты расчета расхода материалов при создании малопроницаемого экрана по известному способу и описываемому изобретению.

Таблица 3
	Известный способ	Предлагаемое техническое решение
п/п	Количество скважин, ед.	Объем раствора, V, м3	Масса ПАВ, тонн	Объем газа, млн, нм3	Количество скважин, ед.	Объем раствора, V, м3	Масса ПАВ, тонн	Объем газа, млн нм3
1	3	75000	375	30,0	1	20516	102	8,21
2	3	68333	342	27,3	1	14232	142	5,69

Из приведенных в Таблице 3 данных следует, что при проведении способа согласно предлагаемому изобретению при ширине экрана 20 м расход раствора составляет от 14232 до 20516 м³, пенообразователя – от 102 до 142 тонн, тогда как в известном решении при такой же ширине экрана расход раствора составляет от 68333 до 75000 м³, расход пенообразователя составляет от 342 до 375 тонн. Расход газа, как и расход раствора и ПАВ по предлагаемому изобретению кратно ниже, чем у известного решения.

Таким образом, способ согласно изобретению позволяет сократить расход пенообразователя и количество газа, используемых для пенообразования, а также существенно снизить расходы на бурение скважин вследствие снижения количества необходимых скважин до одной.

Формула изобретения

1. Способ создания малопроницаемого экрана в пористой среде в изолируемой зоне пласта при хранении газа в подземном хранилище путем проводки нагнетательной скважины, закачивания в нее раствора пенообразователя с последующей подачей газа для ценообразования, отличающийся тем, что проводку нагнетательной скважины в изолируемой зоне производят по траектории, сходной с конфигурацией кровли изолируемой зоны пласта, при этом минимальный горизонтальный поперечный размер экрана определяют из условий фильтрации через экран газа и/или воды с учетом градиента давления на границах экрана за период, равный периоду максимальной закачки в хранилище газа или максимально допустимого отбора газа из данного хранилища, а минимальный вертикальный размер экрана принимают равным величине, составляющей не менее максимального расстояния от кровли пласта до газоводяного контакта в зоне создания экрана.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что производят проводку нагнетательной скважины, траектория которой нормальна к вектору средней скорости пластового флюида в изолируемой зоне пласта.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что производят проводку наклонно направленной и/или горизонтальной нагнетательной скважины.

РИСУНКИ