способ разработки газовых залежей месторождений при водонапорном режиме

Формула изобретения

Способ разработки газовых залежей месторождений при водонапорном режиме, включающий отбор газа через добывающие скважины и закачку химреагента в газовой части залежи вблизи газоводяного контакта, отличающийся тем, что, с целью повышения коэффициента конечной газоотдачи за счет избирательного обводнения дренируемой части залежи, часть добывающих скважин временно переводят в нагнетательные для закачки химреагента, формируют зону с паровой насыщенностью, обеспечивающей неподвижность химреагента в этой зоне, при этом химреагент при контакте с пластовой водой образует нерастворимый осадок, препятствующий дальнейшему продвижению пластовой воды в газовую залежь.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве химреагента используют 10% -ный раствор гипана или 0,5%-ный раствор гидролизованного полиакриламида.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений природных газов с активным напором контурных вод.

Цель предлагаемого способа повышение коэффициента конечной газоотдачи за счет предотвращения избирательного обводнения дренируемой части залежи.

Цель достигается тем, что согласно способу разработки газовых залежей месторождений при водонапорном режиме, включающем отбор газа через добывающие скважины и закачку химреагента в газовой части залежи вблизи газоводяного контакта, часть добывающих скважин временно переводят в нагнетательные для закачки химреагента, формируют зону с поровой насыщенностью, обеспечивающей неподвижность химреагента в этой зоне, при этом химреагент при контакте с пластовой водой образуют нерастворимый осадок, препятствующий дальнейшему продвижению пластовой воды в газовую залежь. В качестве химреагента используют 10% -ный раствор гипана или 0,5%-ный раствор гидролизованного полиакриламида.

На чертеже представлена схема осуществления способа, где 1 - нагнетательные скважины; 2 заграждающая зона с химреагентом; 3 добывающие скважины, работающие в чисто газовой зоне; 4 начальный газо-водяной контакт.

Рассматривается модельная круговая залежь (см. чертеж) со следующими параметрами: начальное пластовое давление P_пл 25 МПа, проницаемость для газа К_г 19810^-15 м², для воды K_в 9410^-15 м²; вязкость воды 0,4210^-3 Паc; пористость m 0,2; пьезопроводность k 1,15 м²/c; начальный радиус ГВК R_гвк 6 км; мощность пласта h 27,5 м; пластовая температура Т_пл 376K; коэффициент газонасыщенности начальной a_н 0,65, остаточной _ост. 0,35; запасы газа 148,4 млрд. м³; годовой отбор 7,5% в период постоянной добычи. В начальный период осуществляется отбор газа через добывающие скважины 1 и 3. В процессе разработки месторождения изменяется начальное положение газо-водяного контакта (ГВК) 4. При появлении признаков избирательного обводнения залежи по пьезометрическим скважинам определяют начало внедрения пластовой воды, после чего приступают к образованию заграждающей зоны 2 шириной 0,1 км. Для этого скважины 1 наружного ряда, расположенного по окружности радиуса 5 км, временно переводят в нагнетательные и с их помощью закачивают 10%-ный раствор гипана, представляющего собой частично гидролизованный полиакрилонитрил. Особенностью гипана является то, что он коагулирует в среде, содержащей один из перечисленных ионов: Ca⁺⁺, A⁺⁺⁺; M⁺⁺, Ca⁺⁺, H⁺, входящих в состав пластовой воды. Раствор закачивают до насыщенности порового пространства, обеспечивающей его неподвижность в зоне закачки. Действие заграждающей зоны 2 начинается при ее контакте с внедряющейся пластовой водой, т.к. образующийся при этом продукт коагуляции, являясь нерастворимым в воде, перекрывает поры и микротрещины пласта, что препятствует дальнейшему продвижению пластовой воды в залежь и сохраняет скважины 3 в сухой зоне. При начальной водонасыщенности газовой залежи 0,2 и конечной после закачки раствора, равной 0,3, при которой закачанный раствор остался неподвижным, требуемый объем закачиваемого раствора составит 1,73 млн. м³. Образовавшаяся заграждающая зона обеспечивает газовый режим внутренней области до конца разработки месторождения. К концу разработки (15-й год) суммарная добыча газа составит 117,2 млрд.м³ при фонде скважин N 64, коэффициент конечной газоочистки 0,79.