Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Развитие технологий мониторинга за объектом подземного хранения газа

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы. Подземные хранилища газа (ПХГ), создаваемые в водоносных пластах, являются специфическими объектами, существенно отличающимися от природных промышленных скоплений газа, как по условиям формирования залежи, так и по срокам и характеру эксплуатации. Особенности процесса создания и эксплуатации ПХГ в таких структурах проявляются в больших скоростях перемещения фронта вытеснения, неустойчивости положения газо-водяного контакта, цикличности, связанной с чередованием периодов закачек и отбора газа, изменениями давления и температуры и, наконец, с наличием зоны совместной фильтрации воды и газа, влияние которой на процессы обводнения и состояния прискважинной зоны может оказаться существенным. Поэтому информационное обеспечение по петрофизическим и фильтрационным свойствам является важной многоплановой задачей.

Повышение точности и детальности изучения геологических объектов подземного хранения газа в водоносных структурах, оценки объемов газа является актуальной проблемой разведки и циклической эксплуатации ПХГ. Особо важную роль при решении этой проблемы имеют методы и методики, позволяющие оценить литологические, петрофизические и фильтрационно-емкостные свойства и текущую газонасыщенность сложнопостроенных терригенных коллекторов.

Активное изучение рассматриваемого района приходится на 50-70 годы прошлого века. В это время были открыты водоносные структуры в Окско-Цнинском мегавале, приуроченные к терригенным отложениям среднего девона. С целью регулирования суточной неравномерности газопотребления Россиии и ближнего зарубежья были созданы Калужское, Щелковское, Касимовское, Гатчинское и др. подземные хранилища газа. С середины 80 годов до настоящего времени доля ПХГ в водоносных структурах неуклонно растет. При этом выявленные в процессе геологоразведочных работ структуры в большинстве случаев приурочены к сложнопостроенным терригенным коллекторам с неоднородной глинистостью, малыми толщинами и, как правило, со значительными изменениями фильтрационно-емкостных свойств, что неизбежно приводит к снижению информативности геофизических исследований и суточной производительности скважин.

В условиях перехода к рыночным отношениям, из-за негативных явлений, связанных с преобразованием ОАО «Газпром», практически исчез системный подход к геологическому изучению таких объектов. Важнейшими из них являются оценка герметичности газоупорных горизонтов, определение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и литологических особенностей аккумулирующих пластов. Спецификой ПХГ в водоносных пластах является изменение во времени ФЕС, влияющее на технологические режимы эксплуатации, что требует специального изучения.

Подземные хранилища газа в водоносных терригенных коллекторах, по сути происходящих процессов, являются сложными системами, поведение которых обуславливается в процессе эксплуатации воздействием внешних и внутренних факторов. В технологической системе ПХГ используется значительный фонд эксплуатационных скважин, в результате циклических закачек и отбора газа происходит разнонаправленное движение газо-водяного контакта (ГВК), значительные колебания давления и температуры. Воздействие этих факторов также приводит к изменению фильтрационно-емкостных свойств.

Одним из факторов, которые могут повысить суточную производительность, надежность и достоверность ГИС, является учет компонентного состава горных пород и пластового флюида при комплексной интерпретации данных ГИС. Неучет компонентного состава пород-коллекторов, их прочностных свойств приводит к значительным погрешностям при определении коллекторских свойств и неверной оценке, а иногда и к пропуску флюидовмещающих интервалов.

В работе предложены современные приемы и подходы к созданию литологической, петрофизической и интерпретационной модели данных ГИС с учетом технологий моделирования и кроссплотинга, которые включают современные принципы и новые технологии применительно к сложнопостроенным терригенным коллекторам. Методические приемы интерпретации данных ГИС на основе кроссплотинга, обеспечивают высокую точность и достоверность определения фильтрационно-емкостных свойств.

Целью диссертационной работы является повышение точности и детальности литологических, петрофизических и интерпретационных моделей коллекторов и флюидоупоров, достоверности подсчета запасов газа и создание на этой основе комплекса методов литолого-петрофизических исследований, необходимых для определения условий формирования коллекторов с высокими ФЕС, оценки герметичности глинистых пород-покрышек и выяснения причин влияющих на формирование макро- и микро неоднородностей пластов коллекторов при создании газохранилищ в водоносных пластах за счет углубленной обработки параметров акустического, радиоактивного, электрического каротажа и петрофизических исследований керна.

Основные задачи исследований

1. Усовершенствование технологии и методики классификации коллекторов на основе литологического анализа кернового материала и глинистости.

2. Оценка прочностных характеристик глинистой покрышки и пород-коллекторов.

3. Разработка алгоритма для выделения в разрезах скважин пластов коллекторов с активными, малоактивными и пассивными запасами газа. Дифференцированный подсчет запасов газа объемным методом.

4. Построение модели природного резервуара щигровских отложений с учетом фильтрационно-емкостной неоднородности.

Основные защищаемые положения

1. Технология оценки порового пространства терригенных коллекторов по их гранулометрическому и литологическому составу позволяет выделить основные литотипы пород, слагающих разрез и более точно построить петрофизические зависимости для них.

2. Технология оценки фильтрационно-емкостных свойств подземных хранилищ газа на основе расчетов коэффициента вытеснения воды газом и приведенных эффективных мощностей позволяет достоверно оценить полезный объем хранилища.

3. Технология определения текущих запасов газа с учетом неоднородности пласта-коллектора позволяет оценивать насыщенности с коэффициентом газонасыщения менее 20% и расходится с учетными данными не более чем на 2%.

Научная новизна

1. Впервые проведена типизация пород-коллекторов Центрального ПХГ среднедевонского возраста по структуре порового пространства и ФЕС с учетом данных петрофизических исследований кернового материала.

2. Оценена геологическая неоднородность продуктивного разреза, обуславливающая процессы фильтрации флюидов. Уточнены петрофизические зависимости между емкостными и фильтрационными свойствами по отдельным пачкам Центрального ПХГ.

3. На основе данных мониторинга циклической эксплуатации и дифференциации разреза среднедевонских отложений выделены участки распространения коллекторов с повышенными фильтрационными свойствами, и в наибольшей степени, эксплуатируемые в настоящее время и тем самым подверженные наибольшему разрушению.

Практическая значимость

1. В результате дифференциации разреза по структуре порового пространства и ФЕС созданы технологии эффективной эксплуатации газового хранилища.

2. Проведено распределение запасов газа хранилища в зависимости от типа коллекторов.

3. Разработаны рекомендации по оптимизации системных геофизических исследований при циклической эксплуатации газового хранилища, в том числе при пиковых нагрузках.

Внедрение результатов работы

Результаты использованы при оперативной оценке объемов закаченного газа в пласт, расчетах суточной производительности скважин, интерпретации данных ГИС, составление режимов эксплуатации подземных хранилищ.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на конференциях:

Севергеоэкотех, Ухтинский государственный технический университет Ухта, 2004;

32 Международный геологический конгресс, Флоренция, Италия, 20-28 августа 2004 г.;

23 мировой газовый конгресс, Амстердам, Нидерланды, 5-9 июня 2006 г.;

35 международный семинар им. Д.Г. Успенского, Ухтинский государственный технический университет, Ухта, 29 января - 3 февраля 2008 г.

Публикации

Основные положения диссертации опубликованы в 9 печатных работах, из них четыре в изданиях, включенных в список ВАК.

Структура и объемы работы.

Диссертация состоит из введения, 4 разделов и заключения, содержит 139 страниц текста, в том числе: 6 таблиц, 56 рисунков, 137 наименований списка литературы.

В основу диссертационной работы положены результаты исследований, выполненных автором в период обучения в аспирантуре в Ухтинском государственном техническом университете и во время работы в филиале ООО «Газпром ВНИИГАЗ» - «СеверНИПИгаз» в 2000-2010 годах.

В процессе работы над диссертацией автор опирался на работы известных российских и зарубежных специалистов в области создания и эксплуатации подземных хранилищ газа, геофизики и промысловой геологии: Бузинова С.Н., Катца Д.Л., Коротаева Ю.П., Левыкина Е.В., Лурье М.В., Хейна А.Л., Чарного И.А., Хана С.А., Фоменко В, Г, Пантелеева Г.Ф., Жардецского А.В., Варягова С.А., Беленко С.В., Григорьева А.В., Гусева Э.Л., Зубарева А.П., Каменского В.В. и др.

Автор выражает благодарность своему научному руководителю к.г.-м.н. профессору В.А. Зыкову, д.ф.-м.н. профессору А.И. Кобрунову, всему профессорско-преподавательскому составу кафедры ГМИС, к.г.-м.н. О.Г. Семенову, к.т.н. А.В. Чугунову, к.г.-м.н. В.Н. Данилову, к.т.н. Е.М. Гурленову за ценные советы и поддержку, И.Д. Сотникову, А.Н. Малеву за предоставление данных и помощь при сборе необходимых материалов, д.г.-м.н, профессору Ф.Г. Фоменко, д.г.-м.н., профессору Е.Г. Журавлеву, к.т.н. И. Щербицкис (ОАО «Латвияс-газе»), В.Н. Абрамову, М.А. Шабакову, за ценные консультации и помощь при выполнении работ по теме диссертации.

Основное содержание работы

скважина пласт коллектор газ

Во введении изложены актуальность темы диссертации, цель и задачи работы, охарактеризованы ее научное и практическое значение.

В первой главе изложены краткая история создания ПХГ в водоносных структурах, физико-географический очерк Центрального ПХГ, его стратиграфия и тектоника, а также принятая модель геологического строения.

Теоретические основы создания ПХГ в пористых пластах были изложены в работах Бузинова С.Н., Катца Д.Л., Коротаева Ю.П., Левыкина Е.В., Лурье М.В., Хейна А.Л., Чарного И.А., Ширковского А.И. и многих других [1, 17, 62, 66, 77, 129, 130, 133, 134 и др.].

Созданию и эксплуатации ПХГ в пористых пластах посвящены работы Бузинова С.Н., Быкова И.Н., Войцицкого В.П., Лобановой А.Н., Хана С.А., Пантелеева Г.Ф., Жардецского А.В., Варягова С.А., Беленко С.В., Григорьева А.В., Гусева Э.Л., Зубарева А.П., Каменского В.В., Киселева А.И., Ковалева А.Л., Крапивиной Г.С., Левыкина Е.В., Лурье М.В., Резника Б.А., Семенова О.Г., Солдаткина Г.И., Толкушина Г.Ф., Трегуба С.И., Чарного И.А., Шеберстова Е.В. и многих других.

Для создания подземного газохранилища в водоносном пласте необходим природный резервуар, содержащий пласт-коллектор и надежную покрышку. При выборе природного резервуара под Центральное ПХГ были выбраны щигровские сложнопостроенные терригенные отложения.

Впервые требования к геологическим критериям выбора объектов под ПХГ были сформулированы Левыкиным Е.В., Грачевой О.Н. и Семеновым О.Г. Основу изученности данных отложений составляли материалы, полученные структурным бурением и геофизическим исследованиями скважин. В настоящее время не существует единой системы изучения влияния геологических факторов на создание и эксплуатацию подземных газохранилищ. Геологическое строение объекта хранения учитывается на каждом объекте в зависимости от его сложности, которая определяется литологическими и тектоническими условиями. Данная работа, также затрагивает только часть проблем, связанных с оценкой геологической, петрофизической и интерпретационной модели строения объектов на разных стадиях создания и эксплуатации ПХГ, однако выводы сделанные в работе, применимы для многих хранилищ созданных в пористых водоносных пластах.

Основы методологии поиска структур и геологического обоснования создания ПХГ в водоносных пластах были разработаны в середине прошлого века, с началом развития подземного хранения газа в нашей стране. В это время были заложены основы проведения геолого-поисковых работ и технологии разведки водоносных пластов для создания ПХГ.

При создании ПХГ в истощенных газовых месторождениях, и особенно в водоносных пластах, даже при высоких фильтрационно-емкостных свойствах коллектора характеризуются значительной неоднородностью, как по площади, так и по разрезу. Методы изучения этих неоднородностей и их влияния на фильтрационо-емкостные свойства, технологии создания и эксплуатации газохранилищ рассматривались многими исследователями, как с геологической, так и технологической точек зрения, но все они сводились в основном к решению задачи построения геологической, литологической модели природного резервуара.

Наиболее полно, на наш взгляд, системный подход к построению геологических моделей залежей, представлен в работе коллектива авторов: В.Г. Фоменко, С.А. Хан, Г.Н. Рубан, С.А. Варягов, Жардецский А.В, Зубарев А.П., Гарайшин А.С, Шулькова Л.А, Лобанова А.Н. и др.

Геологическая модель залежи подразумевает установление и описание ее внутренней структуры и дифференциации запасов по качеству коллектора на основе системного подхода, с той степенью детальности, которая необходима для совершенствования разведки, проектирования, анализа и эффективности разработки месторождений или ПХГ.

Во второй главе представлены результаты петрофизических исследований керна (зависимости типа «Керн-Керн», «Керн-ГИС» экспериментальные исследования по воздействию переменного давления на пласт).

При проведении петрофизических исследований были проведены оценка фракционного состава, построены зависимости типа «Керн-керн», оценка прочностных свойств коллекторов и флюидоупоров.

Изучаемые отложения щигровского горизонта Центрального ПХГ фациально представлены терригенным комплексом, в котором различаются следующие литотипы: пески, песчаники, алевриты, алевролиты и глины.

По результатам исследования фракционного состава терригенных пород щигровского горизонта видно, что в изучаемом разрезе преобладает алевритовая фракция. Средние значения пористости и проницаемости песчаников и алевролитов, соответственно, составляют 24%, 624 мД и 20,5%, 493 мД. Среднее значение пористости глин щигровского горизонта равно 15%. Распределение содержания глинистой составляющей в глинах щигровского горизонта позволило определить среднее значение глинистости глин, равное 62%.

Для характеристики геологического разреза продуктивного горизонта хранилища и получения связей типа «керн-керн», «керн-ГИС» между коллекторскими, минералогическими и физическими характеристиками пород, были проведены исследования керна резервуара Центрального ПХГ. По результатам исследований были получены следующие зависимости.

Сопоставление фильтрационных (абсолютной проницаемости - К_пр) и емкостных (пористости - К_п, остаточной водонасыщенности К_во) свойств исследуемых пород. По правилам математической статистики двухмерной зависимости между рассматриваемыми параметрами не наблюдается даже в полулогарифмическом масштабе, поскольку при средней величине К_п=0,2 д.е. абсолютная проницаемость может соответствовать трем классам (по А. Ханину). Полученный набор точек ограничен линиями К_пр= снизу и К_пр= сверху.

Для практического применения необходимо найти многомерную (по крайней мере - трехмерную) зависимость, предварительно проведя группирование исходных данных (например - по величине остаточной водонасыщенности для К_во=0ч0,2; 0,2ч0,4; 0,4ч0,6; 0,6ч0,8; 0,8ч1). То есть, необходимо найти связь К_пр=f(К_п, К_во). Возможности для этого есть, поскольку между К_пр и К_во наблюдается достаточно тесная гиперболическая зависимость, которую можно описать следующим выражением - Кво = 0,049+36,05 / Кпр.

Для определения емкости коллектора, которая может быть заполнена подвижными пластовыми флюидами, служит величина эффективной пористости К_п.эф=К_п·(1-К_во). Для рассматриваемых отложений наблюдается достаточно тесная гиперболическая связь К_п.эф= f(К_п), которая позволяет установить граничные значения К_п.гр=0,17 д.е. (К_{п эф} = 0,682 - 0,122/К_п)

Величина остаточной водонасыщенности определяется структурой порового пространства, глинистостью, минеральным составом тонкодисперсных компонент породы. Коллектора щигровского горизонта характеризуются низкими значениями К_во (менее 0,1 д.е.), что связано с низкой глинистостью (пелитовостью менее 0,05 д.е.), мономиктовым кварцевым составом пород и высокой степенью сортировки терригенного материала.

При сопоставлении массовой глинистости (содержание пелитовой фракции) с пористостью наблюдается лишь тенденция уменьшения массовой глинистости от пористости. К сожалению, данные, свидетельствующие о том, что пелитовая фракция представлена именно глинистыми материалами, содержание которых можно установить по данным радиоактивного каротажа, также отсутствует.

Зависимости между физическими и коллекторскими свойствами.

В общем виде связи между объемной плотностью (д_об) и пористостью (К_п) описываются формулой, известной ещё со времен Архимеда - , где д_ж для сухих объектов можно принять равной нулю.

Анализ представленных данных свидетельствует о том, что для коллекторов (К_п?0,17 д.е.) минералогическая плотность может изменяться от 2,5 до 2,8 г/см³. Для наиболее пористых пород (К_п=0,3ч0,35 д.е.) она в среднем соответствует 2,68г/см³, что характерно для кварцевых песчаников. Породы же неколлекторы могут иметь д_м от 2,2 до 2,8 г/см³.

Исходя из вышеизложенного при использовании для определения К_п в коллекторах по данным плотностного гамма-гамма каротажа (ГГКП) вполне допустима формула с д_ж=1г/см³: К_п = (2,68 - д_об)/1,68

Основными петрофизическими связями в интерпретационной модели являются зависимости между электрическими свойствами пласта (относительное удельное электрическое сопротивление горной породы или параметр пористости Р_п=с_вп/с_в, где с_вп - удельное электрическое сопротивление пласта (керна) при его 100% насыщении пластовой водой с удельными электрическими сопротивлениями с_в и коэффициент увеличения электрического сопротивления или параметр насыщения - Р_н=с_п/с_вп, где с_п - удельное электрическое сопротивление незатронутой проникновением части продуктивного пласта (частично насыщенного водой керна)) и коллекторскими (пористость - К_п и водонасыщенность - К_в) свойствами пласта (керна).

По традиции связи Р_п=f(К_п) и Р_н=f(К_в) выражаются в виде степенных функций Р_п=а·Кп^-n и Р_н=b·Кв^-m, поскольку их графики в двойном логарифмическом масштабе изображаются в удобной форме - в виде прямых линий:

lgР_п = - nlgК_п + lga и

lgР_н = - mlgК_в + lgb

Величину n по В.Н. Дахнову называют показателем цементации породы; для слабосцементированных терригенных пород она соответствует чаще всего 1,3-1,5. Для рассматриваемых пород эти зависимости P_п=f(К_п) и Р_н=f(К_в) описывается выражениями Р_п = 1,42*К_п^-1,49 и Р_н = 1,182К_ов^-1,5566.

Полученная зависимость позволяет оценивать емкостные свойства пород по данным электрических методов ГИС, внося поправку за влияния пластовых условий.

Полученные результаты комплексных лабораторных исследований используются для создания петрофизических и интерпретационных моделей, а также являться базой для наполнения моделей Увязовского, Щелковского и Касимовского ПХГ

Для изучения воздействия переменного давления на прочностные свойства пород Центрального ПХГ были отобраны образцы различных литологических разностей: глины алевритовой и алевролита глинистого, а также песчаника мелкозернистого из пласта-коллектора.

Во всех рассмотренных образцах определялись пористость, проницаемость, плотность, коэффициенты разуплотнения в зависимости от эффективных напряжений при неравномерном сжатии. Рассматриваемые параметры определялись при атмосферном давлении и после двенадцатикратных циклов повышения давления и снижения его до атмосферного.

В условиях неравномерного объемного сжатия все образцы показали высокие деформационные свойства. Коэффициенты разуплотнения (_v) у низкопроницаемых образцов был в 2 - 3 раза выше, чем у высокопроницаемых. В результате деформационного разуплотнения увеличились значения емкостного пространства (Кп_i). Наблюдалось значительное увеличение проницаемости (Кпр_i). Это говорит о том, что в условиях неравномерности и наблюдаемой разуплотненности пород, возможно увеличение проницаемости. После деформации в образцах наблюдается появление пустот различной морфологии, - от отдельных пустот изометричной формы до трещин различной направленности и конфигурации. Это ухудшает прочностные свойства пород-флюидоупоров и коллекторов. Поскольку образецы глины является изолирующей породой, то в результате деформационного разуплотнения их изолирующие свойства значительно ухудшаются.

В отдельных участках деформированных образцов песчаного коллектора отмечаются изменение ориентировки зерен, неравномерное разуплотнение, а в темноцветных участках породы явления пластической деформации. Таким образом, разуплотнение образцов песчаного коллектора привело к нарушению их структуры, что может обусловливать миграцию обломочных частиц породы при отборе газа из пласта.

В образцах глинистого флюидоупора, в результате деформационного разуплотнения также появились точечные и щелевидные пустоты, паутинообразные тонкие трещины на контактах глинистых частиц, что значительно ухудшает изолирующие свойства породы.

Третья глава посвящена выделению и оценке коллекторов, анализу насыщенности и оценке запасов газа с учетом неоднородности их геологического строения.

Технология выделения коллекторов, определение их литологического состава, глинистости, пористости, газонасыщенности предусматривает выполнение двух этапов. На первом этапе так называемой геофизической интерпретации по результатам исследования скважинах выделяются пласты, определяются истинные значения параметров пластов.

На втором этапе, так называемой геологической интерпретации исправленные значения геофизических параметров используются для выделения коллекторов, определения фильтрационных и емкостных параметров.

Для щигровских отложений Окско-Цнинского вала основной проблемой при интерпретации ГИС является оценка глинистости и учет её влияния на сопротивление пласта-коллектора и показания нейтронных методов. Песчано-алевритовая структура скелетного компонента повышает показания ГК (глинистость), что сказывается на достоверности определения пористости по НК, АК, ГГК. В связи с этим была проработана технология оценки данных параметров с учетом петрофизических исследования керна и связей «ГИС-керн».

Расчет коэффициента пористости по материалам ГИС для наиболее чистых песчаников проводился по уравнению среднего времени без учета глинистости. Время прохождения продольной волны в скелете породы соответствует полученным характеристикам при моделировании пластовых условий.

Для пластов 1,2,3 щигровского горизонта использовалось уравнение предложенное ООО «Газпром геофизика»

К_по =((Т - (Т_ск - С_гл *(Т_гл - Т_ск)) / Т_ж - Т_ск - С_гл *(Т_гл - Т_ск),

где:

Т - интервальное время по кривой АК;

С_гл - массовая глинистость пород;

Т_ск для песчаников =168 мксек/м (D₂);

Т_гл = 330 мксек/м;

Т_ж = 613 мксек/м.

Влияние степени глинизации коллекторов учитывалось внесением поправки за массовую глинистость.

В заглинизированных пропластках (Пласт 0), применимо уравнение

Кп=1-0.5ДТск/ ДТж-0.5v((5ДТск/ ДТж)² +4 ДТск (1/ ДТиз-1/ ДТж))

Для пласта «0» ДТск = 172 мск./м

Петрофизическая зависимость между пористостью и проницаемостью по результатам обобщения фактографических материалов (керн-ГИС) описывается уравнением: К_пр = К_п^3,82(1-К_п)^-2(1-0,89б_пс^0,36)^-6,48

Отметим, что результаты расчетов пористости по ГИС, близко к значениям, измеренным на керне.

Требования, предъявляемые к точности оценки полезного объема подземных газохранилищ, существенно выше, чем при подсчете запасов газа на месторождениях углеводородного сырья: период работы газохранилища при отборе - 120-150 суток, при закачке 100-180 суток. Знание его объема позволяет правильно организовать режим работы хранилища с наименьшими потерями порового объема и обеспечить регулирование неравномерности газопотребления в течение года. Кроме того, высокая стоимость создания хранения газа в водоносных пластах, требует полного использования потенциальной емкости газохранилищ.

При расчете полезного объема подземных газохранилищ основные трудности связаны с необходимостью точного определения коэффициента газонасыщенности К_гтек. при вытеснении воды газом (закачка) и газа водой (отбор). Оценка остальных параметров, определяющих объем хранилища коэффициента пористости (К_п), проницаемости (К_пр), эффективной мощности (h_эф), не представляет труда при наличии детальных геолого-геофизических исследований в интервале отложений пласта-коллектора.

Как известно, коэффициент вытеснения воды газом К_вг определяется фильтрационно-емкостными параметрами коллектора и динамическими условиями вытеснения воды газом в процессе закачки. Зависимость величины К_вг от свойств пласта и условий вытеснения изучена недостаточно, что не позволяет априорно определить коэффициент К_вг для различных динамических и гидрогеологических условий создания подземных газохранилищ.

В настоящее время величину К_вг можно определить двумя способами: на основании лабораторных экспериментов на образцах пористых сред и по данным геофизических исследований современной аппаратурой ядерно-геофизических методов.

Второй способ реализуется путем промысловых наблюдений и по данным геофизических исследований в зоне формирования «газового пузыря».

Гидрохимические наблюдения за пластовой водой дают удовлетворительные результаты только в одиночных скважинах, расположенных в купольной части хранилища, поэтому их практическое применение для оценки величины К_вг весьма ограничено.

Коэффициент вытеснения воды газом принципиально можно оценить по коэффициенту газонасыщенности, который определяется по данным ГИС электрического и радиоактивного методов.

При оценке средней величины коэффициента вытеснения воды газом для пласта-коллектора необходимо решить ряд частных задач, основными из которых являются следующие. Учитывая неоднородность отложений по мощности и площади, необходимо обосновать систему расчета среднего значения К_вг для условий, когда известны величины К_вг для отдельного пласта. Кроме того, следует определить характер изменения величины К_вг по площади в зависимости от расположения эксплуатационных скважин, оценить размеры и параметры зоны граничного насыщения (переходной зоны от растворенного газа к свободному); при этом нужно установить время и места наблюдений за величиной коэффициента вытеснения, чтобы получить знания, отражающие насыщенность всего пласта, а не прискважинной зоны единичных скважин.

По керновым данным и по результатам интерпретации геофизических материалов пласт-коллектор представлен толщей высокопористых песчаников, в различной степени глинистых, разделенных отдельными прослоями глин. Верхняя часть нижнещигровских отложений, которая является объектом хранения газа, более глинистая, чем остальная часть пласта. Пористость отложений меняется по площади и мощности в основном от 16 до 35%. По результатам газодинамических исследований, выполненных под руководством О.Г. Семенова, проницаемость изменяется от нескольких сотен миллидарси до нескольких дарси. В целом пласт-коллектор в нижнещигровских отложениях на фоне существенных вариаций фильтрационно-емкостных свойств по мощности и площади характеризуется высокими коллекторскими свойствами: средней пористостью порядка 28% и средней проницаемостью около 1Д.

Анализ результатов замеров нейтронным гамма методом показал, приемистость пластов по газу существенно различна и коррелируется с глинистостью и давлением закачки, а также связана со степенью смачиваемости коллектора.

Для определения количественных критериев интервалов, принимающих газ, т.е. для установления граничных значений свойств, характеризующих пласт как коллектор, величины коэффициентов вытеснения воды газом были сопоставлены по пластам с соответствующими значениями относительных показаний гамма каротажа (ГК и ГК-С), пропорциональных глинистости пород (С_гл) (рисунок 1). Между величинами К_вг и С_гл наблюдается уверенная корреляционная связь, характер которой во времени существенно не меняется. Анализ данной зависимости, построенный по результатам ГИС и исследований керна по скважинам Центрального ПХГ показал, что пласты с С_гл 18% газ практически не принимают (рисунок 1).



Рисунок 1. Зависимость коэффициента насыщения газом от глинистости Сгл (по ГК)

Наличие приведенной на рисунке 1 связи и правомочности ее дальнейшего исследования для характеристики нижнещигровских отложений Центральной части Окско-Цниского вала обусловлена следующим - пористость нижнещигровских отложений высокая; при этом их глинистость достаточно уверенно коррелируется с проницаемостью и пористостью, т.е. изменение коллекторских свойств связано главным образом с содержанием глинистого материала. Зависимость же величины коэффициента вытеснения воды газом от проницаемости известна. Учитывая, что связь между К_вг и С_гл нижнещигровских песчаников установлена, то при оценке суммарных эффективных мощностей по скважинам, возможно дифференцированно подходить к каждому пропластку или пачке.

Для пластов с С_гл 18% эффективная мощность h_{эф =} h видимой, а для пластов С_гл = 20% и более h_эф < h в связи с влиянием глинистости. Для характеристики пластов-коллекторов и наиболее обоснованного установления величины К_вг целесообразно использовать понятие приведенной эффективной мощности , показывающей, какому по мощности пласту с коллекторскими свойствами выше граничных соответствует реальный пласт. Использование приведенных эффективных мощностей позволяет значительно облегчить и уточнить оценку полезного объема залежи, поскольку приведение осуществляется к пласту с высокими коллекторскими свойствами с Кп более 16%; это дает возможность избежать ошибок при определении коэффициента насыщенности. Известно, что оценка пористости и водонасыщенности пластов с ухудшенными свойствами, особенно если они содержат большое количество глинистого материала и насыщены водами низкой минерализации по каротажу, весьма приближенна.

Таким образом, величина приведенной эффективности мощности является уже не столько геометрической характеристикой пласта, сколько геофизической величиной, определяющей емкость и фильтрационные свойства, как пласта, так и каждого исследованного интервала. Для учета глинистости при оценке приведенной эффективной мощности нижнещигровских песчаников можно применить следующее сравнение для пластов-коллекторов с С_гл > 6%

=

Приведенное уравнение получено на основе обработки кривой корреляционной связи К_вг с С_гл (рисунок 1).

Учитывать пласты с глинистостью больше 18% при расчете объема подземного хранилища едва ли целесообразно, так как их доля в общей мощности нижнещигровских отложений невелика и, согласно лабораторным исследованиям, большая часть газа, поступившая в такие пласты не будет извлечена, т.е. составит защемленный газ и доля его будет очень незначительна, сопоставима с точностью измерения геофизических параметров. При больших параметрах глинистости и низкой пористости коллектора данная доля газа может быть отнесена к геологическим потерям.

На Центральном подземном газохранилище организованы систематические исследования скважин с целью контроля за его эксплуатацией. Проведенные многочисленные измерения НГК позволяют проанализировать динамику изменения газонасыщенности отложений - коэффициента вытеснения воды газом во времени как при закачке, так и при отборе газа. Коэффициент вытеснения воды газом К_вг определяли по временным замерам НГК по методике, основанной на использовании совокупности опорных пластов.

Для определения предельного значения К_вг рассмотрим график его изменения во времени по наименее глинистым пластам - с относительной глинистостью 6% и менее (по ГК) (рисунок 2). На графике нанесены точки, полученные по результатам обработки кривых НГК по 25 нагнетательным скважинам; нанесены только точки, соответствующие условиям, когда в пласте газонасыщенность еще не искажена (или не значительно изменена) подходом пластовых вод на стадии отбора газа.

Рисунок 2. График изменения коэффициента вытеснения воды газом во времени: 1 - предельная насыщенность максимальная; 2 - предельная насыщенность минимальная

Для определения предельного значения К_вг = f (t) использованы замеры НГК по некоторым скважинам, в которых наблюдения ведутся с начала закачки, т.е. скважины были приконтурными; на конец закачки в 2000-2008 гг. газонасыщенная мощность в этих скважинах превышала 8 м. Использование результатов временных исследований НГК и ИНГК (2008 г.) по таким скважинам позволяет наиболее надежно оценить характер изменения коэффициента вытеснения воды газом от цикла к циклу при различных объемов газа в пласте, так как используемый в этих случаях корреляционный метод обработки временных кривых НГК дает возможность существенно повысить точность оценки К_вг. Анализируя график, представленный на рисунке 2, можно отметить следующее:

1. Коэффициент вытеснения воды газом К_вг для нижнещигровских песчаников с относительной глинистостью менее С_гл 6% равен 0,70 - 0,85.

2. Величина вытеснения воды газом в нагнетенных скважинах во время остановки закачки в них в 2002-2008 гг. и в наблюдательных скважинах одинаковы. Это имеет большое практическое значение, так как позволяет определить по нагнетательным скважинам еще на стадии опытной закачки газа практически предельный коэффициент вытеснения воды газом и одновременно по тем же скважинам оценить критерии пласта-коллектора, а также выявить характер приведения параметров пластов для учета изменчивости коллекторских свойств пластов по площади и мощности, как во времени, так и по литологическим параметрам. Анализ данных о величинах коэффициента вытеснения воды газом по отдельным скважинам показывает, что при прочих равных условиях в одном и том же пласте в разные циклы закачки газа насыщенность увеличивается от одного цикла к другому только при условии, если в процессе отбора пласт не обводняется. Если же пласт обводняется, то в последующем цикле вытеснения воды газом величина К_вг меньше или равна зафиксированному значению К_вг в предыдущем цикле.

Изучение характера распределения газонасыщенности по площади показывает, что величина К_вг остается практически постоянной как в своде структуры, так и в приконтурной части на крыльях. Контроль за динамикой формирования газового пузыря показывает, что в однородных коллекторах размеры переходной зоны (т.е. неполным вытеснением воды газом) на Центральном ПХГ не превышают 1.5 м.

Приведенные данные позволяют рекомендовать для определения объема Центрального хранилища, способного принять газ, по наименее глинистым пластам величину К_вг = 0,75 для верхней пачки и 0,8 для нижней, так как при отборе большая часть пласта-коллектора вновь заполняется водой и, следовательно, роста К_вг во времени в целом по хранилищу не будет. Отметим, что максимальная величина коэффициента вытеснения воды газом наблюдается в начальный период отбора газа.

О росте газонасыщенности в начальный период отбора газа можно судить по сводному графику К_вг = f (t) (рисунок 2) и результатам определения величин газонасыщенности по отдельным скважинам в разные периоды работы газохранилища (рисунок 3).

Рисунок 3. Кривые изменения газонасыщенности по мощности пласта в скв. ХХ2.

Увеличение коэффициента вытеснения воды газом в начальный период отбора связано, на наш взгляд, с тем, что в пласте-коллекторе имеются микронеоднородности. Данные геофизических методов показывают, что даже незначительное изменение пластового давления (при прекращение закачки газа и далее при отборе) может приводить к интенсивному перетоку за счет капиллярных сил и различия внутрипорового и пластового давлений. Последнее приводит к тому, что каналы, не охваченные вытеснением газа при закачке, подвергаются воздействию потока газа при изменении направления его движения, т.е. при отборе. Особенно существенные изменения величины коэффициента газонасыщенности наблюдается в глинистых коллекторах.

Из изложенного следует, что эффективная пористость, определенная по вытеснению воды газом в коллекторах, зависит от направления. Этот вывод имеет большое технологическое значение, так как позволяет повысить коэффициент вытеснения воды газом путем регулирования системы закачка - отбор или расположения эксплуатационных скважин. Это может иметь существенное практическое значение для увеличения емкости хранилищ, главным образом для борьбы с языками обводнения.

Одним из важных параметров, характеризующих пласт-контроль, служит величина остаточной газонасыщенности пласта после прохождения контурных вод. На рисунке 2 нанесены результаты определений величины остаточной газонасыщенности по пластам, ранее заполненным газом. Для определения величины остаточного газа следует принять значение газонасыщенности 0,15. Однако эта величина является предельной, так как в процессе вытеснения отмечаются насыщенности значительно выше предельной (до 0,4); в большинстве случаев газонасыщенность таких пластов постепенно понижается, достигая предельной. На рисунке 4 приведены обобщенные кривые изменения К_вг от времени при закачке и отборе газа. Кривые получены на основе анализа гистограмм К_вг по всем неглинистым пластам (С_гл = 6%) хранилища при закачке и отборе газа. Величины К_вг определяли по НГК только в геофизических скважинах.

Поскольку геофизические скважины расположены в случайных точках пласта, а замеры проведены в случайно выбранные времена циклов закачки или отбора, указанные кривые распределения характеризуют степень вероятности той или иной газонасыщенности прослоя. Следовательно, доля конкретного значения К_вг от общего числа определений является характеристикой, функционально связанной со временем, в течение которого в пласте сохраняется та или иная величина К_вг.

В соответствии с приведенными соображениями на кривых К_вг = f (t) (рисунок 4) нанесены наиболее характерные насыщенности при закачке и отборе газа - максимальные точки на соответствующих вариационных кривых.

Рисунок 4. Схема изменения Кг во времени при закачке (a) и отборе (b) газа. а - первичная закачка; b - вторичная закачка; 0,10; 0,30; 0,6; 0,70 - характерные насыщенности

Анализ приведенных графиков позволяет отметить следующее.

При первоначальном вытеснении воды газом в нижнещигровских песчаниках величины К_вг меньше 0,3 практически не отмечается. Стабильной насыщенностью является К_вг = 0,6, максимальной - К_вг = 0,8. При отборе газа насыщенности пластов менее 0,3 не являются стабильными; такие пласты быстро обводняются до насыщенности К_вг = 0,15. На рисунке 4, а, б отмечается совпадение стабильных точек при вытеснении воды газом (вторичном) и газа водой, что позволяет считать полученные стабильные точки характерными насыщенностями.

В частности, величина К_вг = 0,3, по всей вероятности, характеризует условия, когда в пласте начинается двухфазное движение газа и воды или близость таких условий.

Приведенные на рисунке 4 кривые не описывают режимы вытеснения полностью; однако их рассмотрение позволяет утверждать, что величина К_вг может быть не только индикатором в первую очередь обводнения пласта, но и служить индикатором начала процесса и скорости его проектирования, а следовательно, определяет правильность технологического режима эксплуатации хранилища. Существенное различие насыщенностей в характерных точках позволяет вполне уверенно выделять их по повторным замерам НГК, а более точно по данным двухзондового импульсного нейтронного каротажа.

Как показали семилетние наблюдения за поведением газового «пузыря» на Центральном подземном хранилище газа, он имеет весьма сложную форму, существенно отличающуюся от формы самой структуры. Весьма существенное влияние на форму «пузыря» оказывают геометрия структуры и характер расположения эксплуатационных скважин.

Влияние указанных и целого ряда других факторов приводит к тому, что плоскость раздела газ - вода сильно отличается от горизонтальной, а продвижение фронта пластовых вод при отборе весьма неравномерное.

В связи с указанными обстоятельствами очевидно значение правильно организованной системы наблюдений за газовым «пузырем». В настоящее время эта задача может быть наиболее эффективно решена комплексно, по данным радиоактивного каротажа и контроля за пластовым давлением.

В результате анализа можно отметить

1. Предельная величина коэффициента вытеснения воды газом для наименее глинистых (С_гл 6%) нижнещигровских песчаников для центравльных хранилищ равна 0,75-0,80. От цикла к циклу средняя величина коэффициента К_вг не меняется.

2. Максимальная величина К_вг наблюдается в начальный период отбора газа, что позволяет рекомендовать способ попеременной закачки и отбора газа или создания «барьеров» высокой газонасыщенности в направлении наиболее активного продвижения вод, а также в случае необходимости повышения К_вг в целом по хранилищу.

3. Величина остаточной газонасыщенности в нижнещигровских песчаниках равна 0,15.

4. Полученны кривые у_вг = [f (t)], иллюстрирующие характер процессов вытеснения воды газом и газа водой, для высокопроницаемых нижнещигровских песчаников с С_гл 6%.

5. Установлена изменчивость газоприемистости пластов, что приводит к расползанию газового «пузыря» по структуре по наиболее проницаемым пластам (прослоям).

6. Размер переходной зоны в газовой залежи нижнещигровских песчаников не превышает 1.5 м. Форма газо-водяного контакта на газохранилищах существенно отличается от горизонтальной; для контроля за его положением нельзя проводить контрольные замеры НГК по единичным скважинам.

Приведенные результаты использования геофизических методов для определения полезного объема подземного хранилища указывают на необходимость широкого привлечения данных геофизических исследований. Без непосредственного контроля за К_вг по каротажу нельзя надежно оценить параметры газохранилища. На стадии опытно-промысловой закачки и специальных исследований методами скважинной геофизики имеется реальная возможность оценить все параметры, необходимые для правильного определения режима эксплуатации каждой скважины.

Для определения количественных объемов газа в подземном хранилище применяются два метода: объемный и газогидродинамический. Объемным методом подсчитываются запасы газа, находящегося в объекте хранения - геометрические запасы. Газогидродинамическим методом определяются запасы газа, участвующие в фильтрации к (от) скважинам - дренируемые запасы.

Для условий Центрального ПХГ запасы газа более корректно оценивать методом удельных запасов. В соответствии с этим методом для каждой скважины на конец закачки и отбора газа определяются удельные (приходящиеся на единицу площади) газонасыщенные поровые объемы и запасы газа. В соответствии с данными ГИС, для каждой скважины рассчитывается общая эффективная газонасыщенная мощность, средневзвешенный по мощности коэффициент газонасыщенности, и коэффициентов открытой пористости с учетом керновых данных (глава 2) для каждого газонасыщенного интервала определяется комплексный параметр (h*m*у). По распределению этого комплексного параметра можно определить общий газонасыщенный поровый объем и удельные запасы газа.

Кроме того, учитывая существенные изменения пластовых давлений по площади в период закачки и отбора газа, строятся карты изобар по пластам на конец закачки и отбора газа (с учетом внутриконтурных и законтурных скважин) и по этим картам определяются значения пластовых давлений в скважинах, входящих в подсчет. Эти давления были пересчитаны с учетом коэффициента сверхсжимаемости газа (Z), т.е. получено Р_{пл.прив} и для каждой расчетной скважины найдены значения комплексного параметра h*m*у*Р_{пл.прив}.

Далее по полученным на начало отбора газа указанным комплексным параметрам по скважинам и данным положения контура газоносности строятся карты распределения этих параметров на площади газоносности. На основе этих карт определяются запасы свободного газа в пласте.

К подсчитанным, по данным ГИС, определенным с учетом зависимостей «Керн-Керн» и «Керн-ГИС», запасам свободного газа в залежах добавлялись объемы газа в «переходной» зоне, определенные с учетом геометрии залежей, коллекторских свойств пластов и пластовых давлений.

Учитывая неоднородное геологическое строение ПХГ и взаимодействие пластовых систем, на начало отбора была проведена оценка суммарного объема газа. Полученное значение расходится с учетными данными на 2%.

При этом следует отметить то, что благодаря исследованиям керна стало возможным учитывать насыщенности с Кг ниже 20%.

В четвертой главе представлены результаты построения геологической модели Центрального поднятия, а так же предложена модель строения песчаных пластов - коллекторов и глинистых флюидоупоров по данным петрофизических и геофизических исследований.

Геологическая модель Центрального подземного хранилища газа включает в себя принципиальную модель геологического строения недр по всему разрезу хранилища, а также собственно адресную геологическую модель объекта хранения газа. В свою очередь, модель объекта хранения газа представляет собой наиболее полный и детальный на текущий момент времени пространственный образ объекта хранения газа и распределения в нем флюидов.

Построение геологической модели Центрального ПХГ было выполнено на основе данных по 445 скважинам и по 26 сейсмическим профилям, с учетом предложенной технологии, учитывающей данные изученности методами структурной геофизики, керна и ГИС.

По результатам работ были построены карты структурных поверхностей и карты мощностей более чем для 20 стратиграфических горизонтов. Построение модели проводилось в программном комплексе Reservoir Мodelling System (IrapRMS) компании Roxar.

Проведенные исследования данных ГИС и кернового материала показали, что песчаные тела в нижней части разреза, относимого к глинистой покрышке, распространены не случайно, хаотично и прерывисто, как это принято считать, а являются выдержанными песчаными пластами, аналогично верхнему и нижнему основным песчаным пластам газохранилища. На корреляционных схемах, построенных по разрезам скважин поперечного (II-II) и продольного (I-I) профилей, проходящих через свод Центральной структуры, отмечено, что во всех скважинах выше основных песчаных пластов четко прослеживаются до трех песчаных пластов, имеющих меньшие мощности, но достаточно высокие коллекторские свойства. В связи с этим, рассматриваемая часть разреза отнесена не к флюидоупору, а к коллектору, песчаные пласты которого разделены глинистыми перемычками - флюидоупорами, аналогично расположенным ниже по разрезу основным песчаным пластам.

Перемычка между основными песчаными пластами также не однородна. В сводовой части поднятия в ней наблюдаются от одного до двух песчаных пластов с хорошими коллекторскими свойствами и суммарными (по разрезу) мощностями от 4 до 6 метров.

Учитывая присутствие большого числа песчаных пластов во вскрытых скважинами разрезах щигровских отложений Центрального природного резервуара, предложена новая номенклатура пластов-коллекторов, предусматривающая нумерацию их сверху - вниз от П1 до П7, как это принято в нефтегазопромысловой практике. Пласты П4 и П7 в настоящее время используются для закачки газа. Среди расположенных выше по разрезу вновь выделенных песчаных пластов П1, П2, П3 наиболее выдержанным является пласт П3, распространенный повсеместно. Мощность его составляет от 1,5 - 2,0 м на крыльях структуры до 5,0 - 6,0 м в ее сводовой части.

...