Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений природных газов с активным напором контурных вод. The invention relates to the gas industry and can be used in the development of natural gas fields with an active pressure of loop water.
Цель предлагаемого способа повышение коэффициента конечной газоотдачи за счет предотвращения избирательного обводнения дренируемой части залежи. The purpose of the proposed method is to increase the coefficient of final gas recovery by preventing selective flooding of the drained part of the reservoir.
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. The goal is achieved by the fact that according to the method of developing gas deposits in the water supply mode, including gas extraction through production wells and injecting a chemical in the gas part of the reservoir near the gas-water contact, part of the production wells are temporarily transferred to injection for chemical injection, form a zone with pore saturation providing the immobility of the chemical in this zone, while the chemical when in contact with formation water forms an insoluble precipitate, preventing further advancement of the pl Stow water into the gas reservoir. As a chemical reagent, a 10% solution of hypane or a 0.5% solution of hydrolyzed polyacrylamide is used.
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. The drawing shows a diagram of the method, where 1 - injection wells; 2 barrier zone with chemical reagent; 3 producing wells operating in a purely gas zone; 4 initial gas-water contact.
Рассматривается модельная круговая залежь (см. чертеж) со следующими параметрами: начальное пластовое давление Pпл 25 МПа, проницаемость для газа Кг 198•10-15 м2, для воды Kв 94•10-15 м2; вязкость воды μ 0,42•10-3 Па•c; пористость m 0,2; пьезопроводность k 1,15 м2/c; начальный радиус ГВК Rгвк 6 км; мощность пласта h 27,5 м; пластовая температура Тпл 376K; коэффициент газонасыщенности начальной aн 0,65, остаточной αост. 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 η 0,79.We consider a model circular pool (see drawing.) With the following parameters: initial reservoir pressure P pl 25 MPa for Gas permeability By z 198 • 10 -15 m 2, water K 94 • 10 -15 m 2; water viscosity μ 0.42 • 10 -3 Pa • s; porosity m 0.2; piezoconductivity k 1.15 m 2 / s; initial radius GVK R GVK 6 km; reservoir thickness h 27.5 m; reservoir temperature T PL 376K; the gas saturation coefficient of the initial a n 0.65, the residual α OST. 0.35; gas reserves of 148.4 billion m 3 ; annual selection of 7.5% during the period of continuous production. In the initial period, gas is taken through production wells 1 and 3. During the development of the field, the initial position of the gas-water contact (GWC) changes 4. When signs of selective flooding of the reservoir by piezometric wells appear, the beginning of formation water introduction is determined, and then the formation of blocking water begins Zone 2 0.1 km wide. For this well, 1 outer row, located around a radius of 5 km, is temporarily converted into injection wells and, with their help, a 10% solution of hypane, which is a partially hydrolyzed polyacrylonitrile, is pumped. A feature of hypane is that it coagulates in a medium containing one of the listed ions: Ca ++ , A +++ ; M ++ , Ca ++ , H + , which are part of the formation water. The solution is pumped to the saturation of the pore space, ensuring its immobility in the injection zone. The action of the barrier zone 2 begins when it comes into contact with the introduced formation water, because the coagulation product formed in this case, being insoluble in water, blocks the pores and microcracks of the formation, which prevents further advancement of formation water into the reservoir and keeps the wells 3 in the dry zone. When the initial water saturation of the gas reservoir is 0.2 and the final after injection of the solution is 0.3, at which the injected solution remains motionless, the required volume of the injected solution will be 1.73 million m 3 . The resulting obstruction zone ensures the gas regime of the inner region until the end of field development. By the end of development (the 15th year), total gas production will be 117.2 billion m 3 with a well stock N 64, the final gas treatment coefficient η 0.79.