Научно-методическое обоснование тектонодинамических и техногенных факторов формирования природных резервуаров УВ (на примере подземных хранилищ газа ЮФО)

Разработка залежи и эксплуатация ПХГ

Разработка залежи

Падение пластового давления.

Внедрение пластовых вод, аутигенное минералообразование, компенсационный геодинамический стресс, формирование дренажной системы скважин

Изменение энергетического баланса, перераспределение напряжений в матрице коллектора. Набухание глинистых минералов в зоне заводнения, разрушение и вынос глинистого цемента по зонам повышенной проводимости - фильтрационным тоннелям

Статическая репрессия добавляется и осложняется динамическими давлениями. Процессу разрушения призабойной зоны в значительной степени способствует фильтрат бурового раствора.

Глубина проникновения фильтрата изменяется от нескольких сантиметров до десятков, а то и сотен метров. По данным лабораторных исследований глубина проникновения фильтрата в гранулярные коллекторы достигает от 0,2 до 5,0 м.

Изменение структуры порового пространства продолжается и на этапе крепления скважины. Лабораторными исследованиями установлено, что глубина проникновения фильтрата цементного раствора составляет 1,5-2,0 диаметра скважины. Однако радиус поражения коллектора в процессе цементажа резко увеличивается при наличии в ПЗП трещин или в результате гидроразрыва пласта.

В процессе вскрытия продуктивного пласта перфорацией под воздействием взрывных нагрузок пористая среда испытывает мощные деформационные нагрузки, способствующие формированию (или разрастанию) зоны трещиноватости, образованной в результате воздействия на ПЗП вооружения долота и промывочной жидкости. Разуплотнение коллектора в ПЗП приводит к резкому уменьшению порового давления, росту эффективных напряжений и, в конечном итоге, к разрушению коллектора. Таким образом, с завершением этапа строительства скважины связана первая стадия техногенных изменений ФЕС в природном резервуаре.

Вторая стадия в большей степени обусловлена процессом освоения. Перфорационные отверстия, являющиеся соединительными каналами между конкретным пропластком продуктивного пласта и скважиной, различаются между собой, прежде всего, скоростью истечения флюида через них. Исследования, проведенные в эксплуатационных скважинах ПХГ, показывают, что в прострелянном интервале (зона фильтра) работает в лучшем случае 10-50 % его длины. При прочих равных условиях (величина депрессии, дебит и др.) сокращение количества работающих отверстий приводит к увеличению скорости истечения газа в остальных, а это в свою очередь инициирует техногенные изменения в резервуаре. Наиболее показательным проявлением этого процесса является пескование скважин, образование в них песчано-глинистых пробок. Избирательное разрушение призабойной зоны - это сложное явление, которое в свою очередь является частью более масштабного многостадийного процесса - формирование дренажной системы скважин в резервуаре.

4.3 Техногенное пескопроявление при разработке газовых месторождений и эксплуатации ПХГ.

Одной из наиболее вероятных причин изменения ФЕС резервуара зеленой свиты является избирательное разрушение коллектора с образованием участков повышенной проницаемости. Для уточнения модели резервуара зеленой свиты нами был проведен анализ имеющегося фактического материала по пескопроявлениям в эксплуатационных скважинах за период с 1990 по 2005 гг. Для этого были использованы данные замеров положения текущих забоев, произведены отбор и анализ проб осадка из пылеулавливающего оборудования ГРП зеленой свиты (как по отдельным скважинам, так и по группе работающих скважин) и из отдельных скважин (при проведении КРС). Отобранный осадок исследовался по общепринятым методикам.

Анализ полученных материалов показывает, что по гранулометрическому составу образцы песчаных образований, отобранных с забоя скважины, индивидуальных сепараторов скважин и сепараторов на ГРП, отличаются по нескольким показателям. Прежде всего, следует отметить различное содержание пелитовой фракции: если в пробах с забоя скважины оно составляет 3,9 %, в пробах из сепараторов скважин изменяется от 3,04 до 14,3 % (составляя в среднем 8,9 %), то в пробах из сепараторов ГРП - от 15,6 до 27,2 % (среднее значение - 16,34 %). Понятно, что глинистая фракция легче выносится потоком газа из скважин и накапливается в сепараторах. Примерно такая же закономерность отмечена и при оценке содержания карбонатного материала в различных пробах: в сепараторах скважин оно изменяется от 0,9 до 3,9 % (составляя в среднем 2,5 %), в сепараторах ГРП - от 4,9 до 11,7 % (среднее значение - 8,2 %). На интенсивность пробкообразования и пескопроявления влияет большое количество факторов. Прежде всего, это обводнение эксплуатационных скважин контурными и подошвенными пластовыми водами. Но, пожалуй, впервые было установлено существенное влияние времени ввода скважин в эксплуатацию, их расположение на структуре, глубина зумпфа. Анализ пескопроявлений скважин Северо-Ставропольского ПХГ позволяет сделать следующие выводы:

- максимальное пескопроявление для большинства скважин наблюдается в первые годы эксплуатации, по всей видимости, за счет формирования своей области дренирования;

- "катастрофическое" пробкообразование, с перекрытием всего интервала перфорации, является, прежде всего, следствием обводнения скважин пластовыми водами;

- большинство эксплуатационных скважин центральной зоны и участков, примыкающих к ней с юга и запада, характеризуются пескопроявлениями, причем это не всегда сопровождается образованием песчаных пробок. Характер пескопроявлений в таких скважинах по своему механизму и динамике отличается от разрушения пласта в "замоченных" и в эксплуатационных скважинах на начальных этапах формирования своей призабойной зоны.

4.4 Анализ техногенных изменений ЕФС резервуара в процессе разработки месторождений и циклической эксплуатации ПХГ.

В идеальном варианте при наличии однородного и изотропного пласта, вскрытого вертикальной, гидродинамически совершенной, скважиной, формируется плоскорадиальный поток, в котором линии тока газа будут условно параллельны кровле или подошве пласта и направлены в сторону скважины. Это по существу классическая схема плоскорадиального движения фронта газа.

Теоретически в однородном изотропном пласте депрессионная воронка должна распределяться равномерно вокруг скважины, и в случае разработки водоплавающей залежи ГВК должен очень быстро подойти к нижним дырам перфорации. Однако в реальных условиях этого не происходит, а движение газа носит плоскорадиальный или струйно-радиальный характер. Объяснение этому заложено, с одной стороны, на макроуровне - в механизме процесса осадконакопления, и наличии слабопроницаемых пропластков, препятствующих вертикальным перетокам, а с другой - в особенностях упаковки гранулярного коллектора, которая характеризуется более высокими значениями проницаемости по напластованию по сравнению с вертикальной.

Если границу дренажной зоны скважины отождествлять с зоной нулевых скоростей фильтрации, то вектор, направленный от этой границы в сторону скважины, можно рассматривать как числовую ось, на которой можно построить эпюру скоростей. Таким образом, модель многослойного пласта с различной проницаемостью пропластков может быть охарактеризована гистограммой скорости фильтрации (рисунок 3).

С момента пуска в работу (отбор) скважины газ приходит в движение. На дальних подступах, на границе зоны дренирования, из-за малых скоростей фильтрации движение газа происходит в строгом соответствии с законом Дарси. По мере приближения к скважине скорость фильтрации возрастает и достигает некоторой критической величины _кр. По мнению В.Н. Щелкачева такой тип фильтрации характерен для призабойной зоны пласта, где движение газа не подчиняется закону Дарси. Проведенные расчеты показали, что в случае радиального движения газа к скважине в условиях одновременного существования двух режимов фильтрации, между свободным дебитом скважины и контурным давлением в период, когда давление снижается от Р_к до Р_кр, существует линейная зависимость.

Экспериментально установлено, что при радиальной установившейся фильтрации газа на расстоянии одного радиуса скважины (r_с) от ее стенки теряется около 28 % всего перепада давления, а далее, на расстоянии R = 100r_с, потери давления также составляют 28 %. Более половины потерь давления приходится на метровую призабойную зону пласта и свыше 70 % на десятиметровую. Именно здесь в характере движения газа происходят отклонения от линейного закона фильтрации. Разная скорость, а следовательно, различный фильтрующийся объем газа формируют потоковые границы, внутри которых образуются характерные депрессионные участки (рисунок 3).

Исходя из этого, нельзя рассматривать стенку скважины как единственную границу, создающую перепад давлений между пластовыми и скважинными условиями. Градиенты давлений возникают и на дальних подступах к скважине, на границах различных по проницаемости пропластков, а также на межпотоковых разделах. Здесь линии тока газа нарушают свою параллельность и радиальность, происходит турбулизация и переориентированность потока по направлению максимальной проводимости, т.е. в полной мере проявляется третий тип фильтрационных потоков - трехмерный или пространственный. Если на внешних границах дренажной зоны скорости движения газа, по данным В.Н. Щелкачева, составляют 2-4 микрона в секунду, то в призабойной зоне возрастают до 5-9 м/с и более.

Попробуем проверить это утверждение на конкретном примере (одной из скважин ССПХГ). Пусть свободный дебит (Q) газовой скважины составляет 100 тыс. м ³/сут или 1,157 м ³/с. Длина фильтра (h) - 10 м. Радиус скважины (r_с) - 0,075 м. Давления: пластовое (Р_пл) - 70·10⁵ Па; атмосферное (Р_ат) - 1·10⁵ Па. Пористость (m) - 0,25. Диаметр перфорационного отверстия (d_отв) - 10 мм или 0,01 м (плотность 15 отв./пог.м). Для газа справедлив закон Бойля-Мариотта, т.е.

Q_пл · Р_пл = Q_ат· Р_ат,

т.е

Действительная скорость движения газа у стенки скважины можно рассчитать по формуле

.

При плотности перфорации 150 отв./м и диаметре перфорационного отверстия 10^-2 м имеем:

площадь одного отверстия:

S_отв = 0,785d²_отв = 0,785·10^-4 м ²;

площадь 150 отверстий:

0,785·150·10^-4 м ² = 118·10^-4 м ²

скорость движения газа в отверстиях перфорации:

Считая, что поток в окрестности отверстия сферически-радиальный, т.е. скорость уменьшается обратно пропорционально квадрату расстояния от отверстия, получим:

Z = 1 м ,

Z = 2 м

Такая скорость неизбежно приведет к разрушению коллектора и образованию суффозионной каверны - предвестника фильтрационного тоннеля в призабойной зоне скважины, после чего скорость падает до 15ч10 мм/с. Однако через некоторое время скорость потока газа вновь возрастает, но уже на другом интервале, на некотором удалении от ПЗП. Последовательное проявление различных техногенных факторов приводит к существенным изменениям ЕФС, а значительные скорости газа в относительно прослабленной прискважинной зоне пласта провоцируют его избирательное разрушение, фиксируемое по выносу песчано-глинистого материала на устье скважины. Длительная суффозия формирует глубоко проникающие в массив резервуара фильтрационные тоннели, являющиеся магистральными каналами дренажной системы скважины и всего продуктивного пласта в целом.

Оценивая механизм и динамику разрушения ПЗП, с помощью методики А.И. Хребтова и С.А. Варягова, нами была рассчитаны гранулометрические радиусы фильтрующих пережимов. Кроме того, определенный интерес для нас представлял расчет значений коэффициентов проницаемости. Между проницаемостью пород и их удельной поверхностью существует связь, которая описывается различными уравнениями. Сравнительный анализ показал, что наиболее приемлемым для условий поставленной задачи оказалось уравнение Козени-Кармана:

K = m/ 2,5(1-m) ² S_o² Y²,

где K - проницаемость, см ²;

m - пористость, доли ед.;

S₀ - удельная поверхность, 1/см;

Y - коэффициент относительного сопротивления породы; для песчаников и алевролитов с пористостью 0,2-0,35 принимается равным 4,8.

На основании этого были рассчитаны значения удельной поверхности и проницаемости по данным гранулометрического состава пород, характерным для отложений зеленой свиты.

Анализ показывает, что проницаемость основной массы образцов (›95 %) не превышает 1,5-4 мкм ². Около 40 % всех образцов имеет проницаемости меньше 0,054 мкм ². Такая проницаемость характерна для глинистых и сильно глинистых алевролитов крупнозернистых, в которых отсутствуют частицы крупнозернистой псаммитовой размерности, а содержание мелкозернистых песчаных зерен составляет в основном доли процента. Примерно 30 % образцов имеет проницаемость 0,15-0,54 мкм ². Это характерно для слабоглинистых (содержание глинистых частиц - 9-10 %) пород, в которых появляются крупнозернистые псаммитовые частицы (в количестве до 5 %). И единичные образцы, имеющие проницаемость больше 54 мкм ², представлены хорошо отсортированными крупнозернистыми алевролитами, содержание глинистых частиц в которых не превышает 5-6 %. Проведенные нами расчеты показывают, что значения максимальных радиусов пережимов в ненарушенной процессами разработки толще изменялись от 2,11 до 7,9 мкм, составляя в среднем 4,3 мкм. Это позволило сделать вывод о возможности и необходимости оценки изменения радиусов пережимов, удельной поверхности и проницаемости пород с учетом последовательного выноса в процессе разработки межзерновых частиц различных размеров (от < 1 мкм до 50 мкм). Такие расчеты ранее никем не производились, поэтому в начале нами был произведен пересчет значений радиусов, удельной поверхности и проницаемости для породы, из которой были удалены самые мелкие глинистые частицы размером меньше 1 мкм, которые беспрепятственно могли выноситься газовым потоком, полученные данные представляют интерес не только с практической, но и методической точки зрения. Так, после гипотетического удаления глинистых частиц (размером < 1 мкм ²) распределение проницаемости стало более однородным. Если образцы с проницаемостью меньше 1,5 мкм ², рассчитанной по грансоставу кернового материала до начала разработки, составляли примерно 97,6 %, и только 2,4 % имело проницаемость 1,5-5 мкм ², то после удаления глинистых частиц проницаемость резко увеличилась: нет образцов с проницаемостью меньше 1,5 мкм ², а образцы с проницаемостью 1,5-5 мкм ² составили 75 %, т.е. их количество увеличилось почти в 30 раз. После удаления всего межзернового материала основная масса образцов (95 %) характеризовалась проницаемостью 5-15 мкм ².

Полученные данные анализов гранулометрического состава твердого остатка из индивидуальных замерных устройств скважин и сепараторов ГРП показывают, что из скважин выносится и осаждается на забое и в сепараторах не только пелитовый и мелкозернистый алевритовый материал, который по нашим расчетам свободно удаляется через сформировавшиеся поровые каналы, но и крупнозернистый алевритовый (50-100 мкм), и даже, что особенно важно, мелкозернистый псаммитовый (100-250 мкм), размеры которого в 10 и более раз превышают диаметры поровых каналов, образовавшихся в результате выноса межзернового материала.

Глава 5 Обоснование емкостно-фильтрационных свойств природных резервуаров по комплексу геолого-промысловых данных.

5.1 Локальные и региональные закономерности формирования газодинамического поля подземных хранилищ газа.

5.1.1 Кущевское ПХГ. Одним из основных параметров, характеризующих фильтрационную способность пласта, является коэффициент проницаемости. Нами была изучена проницаемость пластов I и I пачек, которая определялась по материалам ГИС. Были обработаны материалы практически по всем вертикальным скважинам, пробуренным в пределах ПХГ. С каротажных диаграмм по интервалам с наиболее высокими параметрами ФЕС снимались значения переменных, необходимых для вычисления К_пр._max. Поэтому полученные значения проницаемости характеризуют максимальную проницаемость каждого из рассматриваемых пластов. Значения К_пр._max по всем анализируемым пластам варьируют в очень широких пределах. По I¹ пласту проницаемость изменяется от 0,1 до 33 мкм ², по I - от 0,2 до 146 мкм ², по I₁ - от 0,4 до 140 мкм ², по I_{2 -} от 0,2 до 111 мкм ², по I₃ - от 0,8 до 157 мкм ², по I₄ - от 0,01 до 98 мкм ². Сопоставление вычисленных значений проницаемости с результатами лабораторных исследований керна показало их достаточно хорошую сходимость. Коэффициент корреляции по пластам составил 0,5-0,8.

Распределение выявленных участков с различной проницаемостью коллекторов имеет, на первый взгляд, хаотичную картину. В зоне скважин поле высоких значений проницаемости дробится полосовыми фрагментами участков с низкими значениями этого параметра, что, безусловно, отражается на характере заполнения резервуара в период закачки и перераспределения пластовых давлений и, соответственно, на формировании доминирующих направлений движения газового фронта. Языковые прорывы фронта газа, по-видимому, маркируют зоны повышенных значений проницаемости, обусловленных наличием сложной внутрирезервуарной сети каналов - фильтрационных тоннелей. Именно по ним фронт газа, огибая участки слабопроницаемых коллекторов, устремляется в разряженную зону с относительно низкими пластовыми давлениями.

Таким образом, несмотря на некоторую долю субъективности комплексного анализа закономерностей изменения пластовых давлений и неоднородности фильтрационных свойств коллекторов резервуара хранилища, в его пределах достаточно четко фиксируются, как минимум, три относительно обособленные зоны. Первая - сводовая часть структуры (зона скважин), вторая - ее южная и юго-западная периклинали. Разделены эти два поля небольшой по ширине, но, по сути, окаймляющей свод структуры, зоной низкой проницаемости коллекторов I₁-I₃ пластов. Этот естественный барьер, по-видимому, является основной причиной замедления движения газового фронта из зоны скважин в южную и юго-западную части хранилища.

В южной части хранилища большинство скважин имели небольшие, но достаточно устойчивые дебиты. Часть из них характеризуются активным перераспределением газа после закачки с падением пластового давления до 0,4-0,95 МПа. В остальных скважинах, с менее активным флюидодинамическим режимом (19,39), падение Р_пл. составило не более 0,2 МПа. Все эти скважины расположены в зонах повышенной или максимальной проницаемости по 1-3 пластам (I₁-I₃).

Таким образом, проведенный комплексный анализ распределения зон повышенной и пониженной проницаемости и показателей эксплуатации ПХГ в 1998-1999 гг. (пластовое давление и производительность скважин) показал наличие коррелятивных связей между ними. Установлено, что большинство зон с максимальной проницаемостью в I₁-I₃ пластах имеют хорошую сообщаемость с фильтрационными тоннелями, по которым, в первую очередь, осуществляется движение газа и его перераспределение в хранилище. На отдельных участках хранилища определены доминирующие направления активного движения фронта газа. В пределах ПХГ выявлены две относительно обособленные зоны с повышенной флюидопроводимостью, разделенные зоной низкой проницаемости коллекторов I₁-I₃ пластов, наличие которой является основной причиной замедленного движения газового фронта из северной в южную и юго-западную части хранилища. Аналогичный, но не столь ярко выраженный, эффект обособления флюидодинамически активных участков хранилища отмечается и в зоне скважин.

5.1.2 Северо-Ставропольское ПХГ (зеленая свита). Исследования однородности функционирования эксплуатационных скважин на территории ПХГ осуществлялись путем парной корреляции временных рядов изменений удельных дебитов за многолетний период отдельно по циклам закачек и отборов. Нами была использована сеточная модель, которая обеспечила пространственную дифференциацию скважин на площади с одновременной оценкой примерного объема резервуара, находящегося в зоне влияния той или иной скважины.

Хорошая газодинамическая связь вдоль тоннельных путей миграции обуславливает быстрые и синхронные колебания многих параметров эксплуатационных скважин, расположенных вблизи этих путей, что находит подтверждение в высоких значениях получаемых коэффициентов корреляций временных рядов вариаций этих параметров.

Анализируя хронологическую изменчивость некоторых параметров работы эксплуатационных скважин (удельные дебиты, депрессии и др.) во времени, можно сделать вывод; что в их работе можно выделить периоды с квазистационарными режимами. В большинстве случаев изменчивость параметров скважин во времени на отдельных его промежутках хорошо аппроксимируется линейными функциями с тем или иным трендом, характеризующим нестационарный процесс изменчивости газодинамического поля. Анализируя усредненные параметры уравнений, описывающих трендовые зависимости изменений удельных дебитов скважин во времени можно сделать следующие выводы.

1. Скорости изменений удельных дебитов скважин во времени растут, при этом из года в год возрастает амплитуда их колебаний. Нестационарный режим функционирования скважин связан с ростом массопереноса газа как в пространстве, так и во времени.

2. Из года в год уменьшаются начальные удельные дебиты скважин, что связанно как с ростом отборов газа, так и с увеличением абсолютных значений величин перетоков.

3. Начальные дебиты определяются емкостно-фильтрационными свойствами коллектора в непосредственной близости от скважины.

Проведенный анализ геолого-промыслового материала позволил наметить локальные и региональные закономерности формирования единого газодинамического поля в условиях циклического функционирования ПХГ.

К локальным закономерностям относятся:

- в зоне влияния (дренирования) каждой скважины постоянно находится определенный объем активного газа, который формирует (обеспечивает) начальную приемистость или продуктивность ее;

- кроме этого, определенного и относительно постоянного объема газа, к забою скважины происходит приток дополнительного газа за счет его перераспределения по объему резервуара ПХГ;

- между указанными объемами газа существует тесная связь и вполне определенные численные соотношения, которые обеспечиваются особенностями строения дренажной системы вокруг скважины и, в конечном счете, обусловлены закономерностями распределения емкостно-фильтрационных свойств природного резервуара.

Указанные локальные закономерности сохраняются при любых циклах (закачка, отбор), но в зависимости от цикла количественно меняют свои значения.

К пространственно-временным (региональным) закономерностям следует отнести:

- значения начальных параметров (приемистости, продуктивности, а также удельных притоков и оттоков) закономерно изменяются по площади ПХГ. Максимальные значения параметров наблюдаются в виде двух зон в центральной и западной частях ПХГ. Хорошо фиксируется закономерное изменение параметров к периферийным частям ПХГ;

- эксплуатационные скважины, пробуренные в начале создания ПХГ, характеризуются повышенными значениями параметров;

- значения параметров по скважинам, введенным в эксплуатацию в разное время, претерпевают закономерные изменения, а именно: абсолютные значения притоков и оттоков увеличиваются, а начальные значения приемистости и продуктивности - уменьшаются. В какой-то степени этот факт может быть объяснен наращиванием объема активного газа в ПХГ.

5.2 Комплексная геолого-промысловая оценка эксплуатационных характеристик резервуара зеленой свиты Северо-Ставропольского ПХГ.

В процессе эксплуатации Северо-Ставропольского ПХГ происходит определенная техногенная эволюция емкости пород-коллекторов - поровая емкость трансформируется в порово-трещинную. Предпосылками сделанного заключения являются:

- частая смена циклов, приводящая к структурным изменениям коллектора;

- отжатие пластовых вод при формировании буферного газового объема, которое сопровождалось многочисленными гидроразрывами;

- дифференциация полей проницаемости.

Таким образом, в процессе разработки или эксплуатации ПХГ при любом из циклов дебит скважины складывается из двух составляющих: газа, фильтрующегося по трещинам, и газа, поступающего из матрицы. На основании проведенных расчетов мы попытались подтвердить это заключение.

Из всей генеральной совокупности дебитов скважин каждого из циклов были получены две частные совокупности, каждая из которых имеет свой закон распределения.

Смешанная генеральная совокупность представляет собой известную в математической статистике трансгрессивную выборку. По закону распределения трансгрессивной выборки мы получили полимодальную кривую, что подтверждает наличие двух емкостных сред, участвующих в формировании объема газа в резервуаре ПХГ.

Для закачек одно модульное значение соответствует значениям дебитов 40-60 тыс. м ³/сут, второе - 120-140 тыс. м ³/сут. При отборах первое модульное значение - 140-160 тыс. м ³/сут, второе - 180-200 тыс. м ³/сут.

Физическая интерпретация полученных распределений представляется следующей: низкое модальное значение 40-60 тыс. м ³/сут из-за высоких фильтрационных сопротивлений соответствует приемистости пород матрицы. Второе модальное значение 120-160 тыс. м ³/сут как при закачках, так и при отборах соответствует совместной работе как матрицы, так и трещинной системы. Модальное значение 180-220 тыс. м ³/сут, при отборах соответствует функционированию трещинной или тоннельной системы.

Предложенная автором методика позволяет суммарный дебит скважин, формирующийся за счет нескольких источников, количественно, а в некоторых случаях и качественно, разделить в зависимости от доминирующей в резервуаре фильтрационной системы. Установлено, что ряд важных параметров, характеризующих подземное хранилище газа, такие как пластовое давление, объем закачиваемого газа, продуктивность и приемистость скважин, проницаемость отложений варьируют во времени, и в колебаниях этих показателей наблюдаются устойчивые тренды. Тренды характеризуют общие и устойчивые тенденции состояния ПХГ и скважин в пространстве и времени. Чем более неоднородны геологические, литологические, гидрогеологические, технологические условия в каждый момент времени, тем больше частное отличается от общего.

В пределах Северо-Ставропольского ПХГ имеются скважины, для которых характерна ситуация, когда при положительном газовом балансе объемы газа при закачках превышают во времени объемы отборов. По ним наблюдаются некоторое снижение пластового давления и рост депрессии. По-видимому, многолетний режим работы скважины обусловлен хорошими фильтрационными свойствами ПЗП. Такие скважины находятся, как бы в области питания пласта и расположены в основном на востоке площади. Вместе с тем, имеются скважины, по которым в течение исследуемого периода наблюдался устойчивый рост пластового давления, приемистости и продуктивности, т.е. природный резервуар на этих участках постоянно накапливает или аккумулирует газ.

Таким образом, литолого-фациальная и техногенная неоднородность коллектора, техническое состояние эксплуатационных скважин и особенное состояние призабойных зон, неравномерность технологических режимов в циклах предопределяют различия эксплуатационных скважин по режиму их работы и стимулируют масштабную миграцию газовых объемов по простиранию.

5.3 Определение параметров пласта методом "прослушивания" скважин. Для определения параметров пласта автором совместно со специалистами ЦНИПРА Северо-Ставропольского ГПУ было проведено прослушивание скважин.

Комплекс работ при исследовании скважин методом прослушивания включал: выбор возмущающей и реагирующих скважин, подготовку их к исследованию; предварительную оценку изменения давления в реагирующей скважине; подбор контрольно-измерительных приборов и проведение исследований.

Первый эксперимент проводился 13.06.2002, в качестве возмущающей скважины использовалась скважина № 367, которая была пущена в 14:10 с расходом 550000 м ³/сут. Реагирующими были выбраны скважины № 300, 302, 368.

Второй эксперимент проводился 27.06.2002, с 14:10 возмущающей служила та же скважина, работающая с дебитом 300000 м ³/сут, в качестве реагирующих использовались скважины № 299, 300, 368. Полученные кривые, характеризующие рост давления, могут быть аппроксимированы прямой с относительно небольшим углом наклона. Средний прирост давления за 1 час составляет 0,002 МПа.

Вместе с тем, на отдельных участках кривых реагирования фиксируется несколько полок (интервал без приращения давления, иногда некоторое уменьшение значений Р_з). Так, по скважине № 368 (1 эксперимент) через 1 час после начала реагирования фиксируется первая полка, продолжительность ее составляет 20 минут, через 5 часов наблюдаем вторую полку, которая удерживается в течение 10 минут. По скважине № 302 (1 эксперимент), первая полка появляется через 30 минут и удерживается в течение 20 минут, вторая полка образуется через 2 часа 30 минут, продолжительность составляет 10 минут, третья полка фиксируется через 3 часа и продолжается 20 минут.

Для интервалов без приращения давления (полки) характерна одна особенность - после того, как давление не изменяется в течение определенного времени, происходит скачкообразный прирост давления. Это продолжается в среднем около 20 минут, далее кривая реагирования продолжает плавно отображать прирост давления. Их образование, по нашему мнению, связано со скачкообразным перераспределением газа в призабойной зоне и в массиве резервуара, и обусловлено наличием тоннельно-фильтрационной и порово-трещинной емкости. Полученные результаты подтверждают необходимость принятия во внимание дополнительной емкости в коллекторе за счет наличия "условно закрытого порового пространства", т.е. пор, закрытых до достижения определенного давления.

Используя этот термин, мы подразумеваем, что заполнение терригенного коллектора газом в цикле закачки идет по сложной схеме. В первую очередь заполняются наиболее проницаемые объемы резервуара (тоннельная система). Затем, при достижении критических значений пластового давления, происходит внедрение (перераспределение) газа в ту часть объема коллектора, который характеризуется меньшей проницаемостью. В зависимости от типа коллектора таких критических или пороговых значений пластового давления для продуктивного пласта может быть несколько.

5.4 Расчет и обоснование ЕФС резервуара по комплексу геолого-промысловых характеристик.

Для решения вопроса о характере изменения проницаемости во времени (и по площади) нами был произведен расчет проницаемости по данным работы скважин в течение XII, XVIII, XXII циклов отбора газа. При расчете мы исходили из теоретического предположения, что каждая скважина дренирует приблизительно равные цилиндрические объемы пласта вокруг скважины с радиусом основания R (м). Потребовалось два варианта расчета.

Для первого варианта газонасыщенная толщина принималась в составе всей толщины зеленой свиты. Значение пористости принималось исходя из результатов интерпретации материалов геофизических исследований и наших расчетов по гранулометрическому составу пород. Для определения газонасыщенности также использовались результаты геофизических исследований. После определения дренируемого объема необходимо определить объем газа, который может вместить дренируемый объем в период закачки при давлении Р_нач.

При отборе

V₁ = V₀^.P_нач

весь рассчитанный объем газа V₁ не отбирается, т.к. в пласте при давлении Р_кон остается определенный объем газа -

V_ост = V₀^. P_кон.

Исходя из этого, мы рассчитали тот объем газа, который может быть отобран при перепаде давлений от Р_нач до Р_кон из дренируемого каждой скважиной объема пласта. Затем сравниваем объемы, которые можно было бы отобрать из каждой скважины в соответствии с темпами фактических отборов. Оказалось, что эти объемы не равны. В одних случаях скважины отбирали значительно больше газа, а в других меньше, чем находилось в дренируемом объеме с учетом перепада давления. При отборе газа внутри пласта происходило перераспределение газа через поверхность дренируемого объема. Если газа отбиралось больше, то необходимо допустить, что излишки газа поступали через зону сопряжения цилиндрических дренируемых объемов, т.е. газ перетекал из окружающего дренажную зону пространства или других более удаленных зон резервуара.

При меньшем отборе газ из дренируемого пространства перераспределялся в дренируемые объемы окружающих скважин. Иными словами, в зависимости от производительности той или иной скважины в пределах описываемых объемов через воображаемую цилиндрическую поверхность формируются линии тока газа.

При этом часть скважин "нуждались" в дополнительном притоке газа, а другие дренируемые объемы могли экспортировать газ за пределы границы собственного дренажа.

Проведенный анализ рассчитанных значений проницаемости показывает, что она меняется как от цикла к циклу, так и в период работы одного цикла, но с учетом различной суммарной толщины фильтрующих пропластков. Причем, изменяется проницаемость в очень широких приделах. возможные колебания проницаемости мы пытались объяснить, с одной стороны, выносом межзернового материала, а с другой - привносом техногенной примеси. Но результаты, в общем, получились не убедительные. В литературе никаких сведений по затронутой проблеме не имеется. И в том, и в другом случае остается много вопросов.

Поставленную задачу попытались решить следующим образом: мы предположили, что при любом варианте меняется, при различных условиях, принимаемых в расчетах, не только проницаемость, но и дренируемая толщина.

Анализ схем показывает, что на самом деле в различных циклах отбора к работе подключалось различное количество проницаемых пропластков. Причем контуры этих полей менялись во времени. К примеру, если в ХII цикле обширное поле, вытянутое в субмеридиальном направлении и тяготеющее к восточной границе резервуара, работало таким образом, что фильтрующая толщина соответствовала всей газонасыщенной толщине, то в ХХII цикле отбора примерно в пределах этого же поля фильтрующая толщина соответствовала толщине I пласта.

Итоговые материалы свидетельствуют, что полученные нами данные по средним значениям проницаемости являются наиболее объективными. Проницаемость менялась практически в течение трех изученных циклов отбора, изменялась и толщина проницаемых пропластков, подключаемых к работе скважины.

В пределах резервуара выделены зоны с проницаемостью меньше 5 мкм ² (преобладает) и от 5 до 15 мкм ². Проницаемость более 15 мкм ² имеют единичные скважины, которые разбросаны не беспорядочно, а закономерно трассируются тремя профилями. Причем между профилями средние значения проницаемости различаются, а в пределах профиля по скважинам близки.

Полученные данные позволили значительно уточнить схему распределения полей проницаемости и составить более обоснованную динамическую модель резервуара ПХГ в горизонте зеленая свита.

Глава 6. Зонирование и моделирование природных резервуаров по комплексу геолого-промысловых данных (на примере Кущевского и Северо-Ставропольского ПХГ).

Моделируя коллектор, мы решали проблему оценки влияния вторичных, постдиагенетических процессов на характер распределения емкости в породе.

Результаты моделирования доказывают, что локальная структура, осложняющая тектонокомплекс, представляет собой сложный узел концентрации напряжений, которые обеспечивают квазистационарное положение объекта в течение длительного геологического времени. Что может нарушить это состояние? Как это уже подчеркивалось - природные и, пожалуй, сопоставимые с ними по размаху, техногенные факторы. Если природные мы в какой-то степени научились учитывать, то техногенные зачастую остаются за пределами нашего внимания.

6.1 Зонная геолого-промысловая модель природного резервуара Кущевского ПХГ. Изучение зональности резервуара по проницаемости позволило оценить напряженное состояние отдельных участков резервуара при заданном направлении вектора геодинамического поля. В качестве эталонного был выбран пласт I₃, характеризующийся дифференцированными значениями К_пр. В массиве резервуара под действием геодинамического поля напряжений, согласно теории Гриффита, возникают две пары сил: в верхней части пласта I₃ - растягивающие, а в нижней - сжимающие. Растягивающие напряжения приводят к увеличению порового пространства и улучшению фильтрационных характеристик пласта. Вместе с тем, сжимающие силы не ведут к существенному снижению порового объема, что обусловлено приуроченностью пласта I₃ к центральной, наименее глинистой части резервуара.

На структурной карте по кровле пласта I₃, по характерной геометрии поверхностей отчетливо выделяются пять основных тектонодинамических зон. Первая зона - свод структуры амплитудой 50 м, слегка вытянутый в северо-западном направлении, но, в целом, имеющий изометрическое строение. Границы сводовой зоны по абсолютным отметкам имеют несколько перескоков. Так, если на юго-западе и западе сводовая часть ограничена изогипсой минус 1230 м, то на юго-востоке граница доходит до отметок минус 1280 м, а на востоке свод несколько расширяется. Необходимо отметить, что вычисленные значения проницаемости в сводовой зоне, в целом, оказались несколько ниже ожидаемых. По-видимому, это связано с тем, что своду складки соответствует область перегиба пластов по ее шарниру, где доминируют напряжения сжатия, причем чередование участков с различной (повышенной и пониженной) проницаемостью свидетельствует о наличии нескольких концентров напряжений в сводовой зоне. Участки пониженной проницаемости достаточно уверенно объединяются в узкую, но протяженную зону, трассируемую по линии скважин № 72, 103, 130, 151 по пласту I₃, и, с незначительным смещением, по пластам I₁ и I₂. Эта зона ориентирована перпендикулярно направлению вектора главных напряжений, и соответствует одному из сателлитных антиклинальных перегибов, осложняющих свод складки.

Морфологические особенности структуры и направление главного вектора напряжений предопределили приуроченность зоны концентрации последних в присводовой части (вторая зона), на некотором удалении от шарнира структуры, где относительно пологое залегание пласта в зоне свода меняется крутыми углами падения. Зона основного перегиба слоев связана, по-видимому, с участками максимальной концентрации напряжений и, соответственно, с наличием полосовидных зон повышенных значений К_пр. Дополнительная емкость коллектора здесь формируется не только в результате увеличения порового объема, но и вследствие образования микротрещин отрыва, а также небольших разрывных нарушений типа взбросов с амплитудой смещения в первые метры. Один из таких разрывов выявлен нами по результатам детальной корреляции материалов ГИС в районе скважин № 131, 83, 34. Интересен тот факт, что здесь достаточно четко фиксируются также границы участков с различными значениями проницаемости, средних дебитов горизонтальных скважин и величин пластового давления. По названным параметрам хорошо трассируется субмеридиональное направление выявленного разрыва, который, возможно, экранирует относительно небольшой участок пласта I₃ между скважинами № 131, 83 и 34. Еще один небольшой фрагмент разрыва отмечен в районе скважин № 43 и 124. Горизонтальный участок ствола скважины № 123 пересекает зону разрыва. В этой скважине фиксируются максимальные дебиты.

Третья зона морфологически приурочена к крылу структуры, и по кровле пласта I₃, представляет собой относительно пологий участок, геодинамическое положение которого предопределило наличие здесь "стабилизационной" зоны. В этой зоне емкость коллектора близка к матричной и, в меньшей степени, зависит от возмущений тектонических полей напряжений. На картах проницаемости третьей зоне соответствуют участки пониженных значений К_пр. Характер распространения газового фронта из зоны скважин в газовую область ПХГ показывает, что стабилизационной зоне соответствует фильтрационный барьер, выделенный нами по закономерностям изменения пластового давления в ряде скважин.

Южнее стабилизационной зоны, вниз по падению пласта, вновь фиксируются участки повышенных значений проницаемости, образование которых, по-видимому, обусловлено распределением растягивающих и сжимающих напряжений в коллекторе. Эти участки соответствуют четвертой зоне, приуроченной к нижнему максимальному перегибу пластов резервуара. В вертикальном разрезе распределение напряжений здесь обратное верхнему перегибу: в кровельной части пласта проницаемость несколько хуже, чем в подошве.

Обширная периферийная часть резервуара, отнесенная нами к пятой зоне, практически не разбурена. Распределение полей проницаемости характеризуется, в целом, закономерным ухудшением ЕФС коллекторов от ядра складки к ее западной и юго-западной периклиналям.

Таким образом, исходя из закономерной связи проницаемости резервуара с описанными геодинамическими зонами, можно, в первом приближении, представить геолого-промысловую тонкослоистую модель резервуара ПХГ.

Массив резервуара в вертикальном разрезе представляет собой "слоеный пирог" чередования низко- и высокопроницаемых, фациально и латерально выдержанных песчано-алевролитовых пластов. Дифференцированная оценка проницаемости отдельных интервалов шести пластов-коллекторов резервуара ПХГ с удовлетворительной фильтрационной характеристикой показывает, что изменение коллекторских свойств элементарного пропластка обусловлено, с одной стороны, постепенной сменой литофациальных циклитов в вертикальном разрезе, с другой - зональным распределением по площади и в разрезе сжимающих и растягивающих напряжений, которые контролируются новейшими и современными геодинамическими процессами, в т.ч. и складкообразующими.

6.2 Зонирование резервуара зеленой свиты по результатам обработки комплекса геолого-промысловых данных.

Основой для создания достоверной геолого-промысловой модели резервуара стала совокупность всех изученных и приведенных выше эксплуатационных характеристик ПХГ. Стремление наполнить эту совокупность максимально возможным числом данных по ПХГ определяется взятыми за основу принципами системного подхода к изучению особенностей формирования резервуара зеленой свиты и динамикой изменения отдельных параметров, как за весь период существования хранилища, так и циклическими вариациями численных значений емкостно-фильтрационных параметров.

Сложная ветвистая система фильтрационных каналов ("тоннелей") обуславливает не объемное перемещение фронта закачиваемого газа от забоев скважин, а скорее струйно-радиальное. После заполнения фильтрационных тоннелей газом и повышения давления в них до достижения "давления прорыва" (В.П. Савченко, 1978) происходит переход газа в менее проницаемые объемы резервуара. Форма и направленность "тоннелей" обусловлена морфологическими особенностями структуры, азимутальной направленностью дилатансионных зон.

Выявленные неоднородности в работе эксплуатационных скважин, на основе которых разработана зонная модель пласта, подчеркивают сложный характер фильтрации газа по резервуару зеленой свиты. Причем массив резервуара видимо представляет собой многоуровневую-разнонаправленную природно-техногенную транспортную систему со своими "магистралями", "перекрестками", "тупиками" и т.д. Определяющую роль в перемещениях флюида по пласту, несомненно, играют "магистрали" или, как мы уже называли ранее "фильтрационные тоннели".

Мозаичное внутрипластовое распределение хорошо и слабопроницаемых участков пласта предопределяет неравномерное заполнение или разгрузку резервуара во время закачки или отбора газа. Объективным свидетельством этого являются замеры газонасыщенности в различных скважинах ПХГ.

Установлено, что суточные дебиты скважин, пробуренных в первые годы создания ПХГ, за весь период функционирования ПХГ остаются самыми устойчивыми и самыми высокими по абсолютным величинам.

Для анализа влияния режимов работы скважин I группы на режим работы других групп скважин и всего хранилища газа во времени был использован график автокорреляционной функции. Результаты проведенного анализа позволяют утверждать следующее.

1. Влияние скважин I группы на остальные за исследуемый период 1979 - 2005 гг. было всегда. Это влияние усиливалось в годы ввода в эксплуатацию большого числа новых скважин. Так, в 1984 г. ввод в эксплуатацию 23 новых скважин увеличил коэффициент корреляции от 0,18 до 0,65, в 1990 году ввод 25 скважин повысил коэффициент связи от 0,25-0,37 до 0,66. Таким образом, можно утверждать, что техногенные воздействия на коллектор повышают однородность режима функционирования эксплуатационных скважин и всего ПХГ в целом.

2. Достигнутая за счет техногенных воздействий однородность режима работы эксплуатационных скважин во времени не является постоянной. Однородность уменьшалась, видимо, за счет структурных перестроек вмещающих пород. За четыре года коэффициент корреляции, характеризующий однородность, уменьшался от 0,65-0,66 до 0,25, или по 0,1 в год и режим работы скважин из однородного переходил в неоднородный. Так было до 1989 года. В этом году периодичность в работе скважин ПХГ была нарушена - в коллектор было закачано большое количество газа, давление закачки составляло 10 МПа (давление в начале разработки месторождения - 7,4 МПа). По-видимому, произошла структурная перестройка ФЕС коллектора, и режим работы газовых скважин стал более однородным.

Из изложенного можно сделать вывод, что рост однородности режима функционирования скважин на ПХГ в различных циклах - явление техногенное, имеющее тенденцию к увеличению во времени. Если в первое десятилетие работы ПХГ техногенная составляющая варьировала от 0,2 до 0,45, то во втором десятилетии она достигала 0,78. На ее фоне роль природной литолого-геологической однородности снижалась до 0,03. В данном случае корреляционный анализ позволяет интегральные закономерности в режиме функционирования скважин ПХГ дифференцировать на естественные природные и искусственные (техногенные).

Группирование скважин, характеризующихся однородным режимом работы в различных циклах (закачек и отборов газа), в этом случае основывается на высокой степени тесноты связи. Если коэффициент корреляции превышает 0,5-0,6, то скважины относятся к одной таксономической единице. При этом были использован принцип группирования, который заключается в следующем: вероятность того, что скважина принадлежит к тому или иному однородному полю уменьшается по мере увеличения расстояния между скважиной и центром (скважиной, принятой за центр поля однородности). Из-за затруднений, связанных с выбором центральной скважины, использовалась схема скользящего эталона, когда за эталон последовательно принималось несколько скважин. Для всех построений использовались значения коэффициентов парной корреляции, превышающие 0,6.

Разработанная зональная модель резервуара зеленой свиты, представлена в работе на 14 графических приложениях, представляющих собой схемы зонирования резервуара в циклах закачки и отборов, с учетом геодинамических и техногенных особенностей строения коллектора. Границы между зонами проведены на основании выявленных полей проницаемости, зон обводнения, дифференциации эффективных толщин в различных циклах.

Схема зонирования территории Северо-Ставропольского ПХГ в зеленой свите по однородности режима эксплуатационных скважин в режиме "закачка газа" позволила выделить крупные зоны однородности, в общих чертах совпадающие с зонами однородности по данным отборов - центральную, южную и западную. Центральная на западе и юге граничит с зоной неоднородностей, включающей, в основном, по одной - две скважины. В центральном блоке также фиксируется зона неоднородности, но более широкая по площади, чем для режима отбора.

Обращает на себя внимание тот факт, что зон неоднородностей по данным закачки больше, а количество скважин в таких зонах меньше. Связано это, по всей видимости, с разным механизмом движения флюида в пласте в процессе закачки и процессе отбора газа. В процессе отбора работает пористая среда (матрица) и трещинные системы. Активная водонапорная система придает процессу дополнительную динамику, как бы "подталкивает" флюид к скважине.

В процессе закачки водонапорная система играет роль барьера-препятствия для быстрого распределения газа по трещинам. Подтверждает этот факт и значительно меньшее количество пар скважин, работающих в режиме закачки синхронно и асинхронно.

Наложение схем зонирования по однородности режима эксплуатационных скважин в режимах "закачка газа" и "отбор газа" и совпадение границ неоднородности позволили выделить четыре крупных блока. Мозаичный характер выделенных зон подчеркивает сложную систему взаимосвязи и взаимообусловленности между скважинами. Вместе с тем намеченные границы между зонами являются весьма приблизительными, так как, по сути, являются условными разделами между скважинными полями. Последние могут иметь совершенно различную конфигурацию, которая определяется пространственным положением дренажной системы пласта.

Сложный механизм движения флюидов в пласте, формирующий синхронность и асинхронность в работе скважин, "производит" большую работу по увеличению "сообщаемости" между отдельными, ранее обособленными зонами затрудненного "газообмена". Подтверждается это выносом песка из скважин и избирательным движением флюида при проведении трассерных исследований.

...