Delist.ru

Научно-методическое обоснование тектонодинамических и техногенных факторов формирования природных резервуаров УВ (на примере подземных хранилищ газа ЮФО) (15.08.2007)

Автор: Гридин Владимир Алексеевич

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

вооружения долота происходит непрерывное образование в разбуриваемой породе макро- и микротрещин. Формирование трещин осуществляется в двух направлениях: вниз от забоя - так называемые магистральные или осевые трещины; в сторону стенок скважины образуются радиальные трещины. Механизм образования трещин осложняется, а иногда инициируется воздействием циркулирующей промывочной жидкости, давление которой в условиях постоянно действующей репрессии непрерывно создает предпосылки для образования микрогидроразрывов. 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).

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 Рк до Ркр, существует линейная зависимость.

Экспериментально установлено, что при радиальной установившейся фильтрации газа на расстоянии одного радиуса скважины (rс) от ее стенки теряется около 28% всего перепада давления, а далее, на расстоянии R = 100rс, 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.м3/сут или 1,157 м3/с. Длина фильтра (h) – 10 м. Радиус скважины (rс) – 0,075 м. Давления: пластовое (Рпл) - 70·105 Па; атмосферное (Рат) - 1·105 Па. Пористость (m) - 0,25. Диаметр перфорационного отверстия (dотв) – 10 мм или 0,01 м (плотность 15 отв./пог.м). Для газа справедлив закон Бойля-Мариотта, 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:

Sотв = 0,785d2отв = 0,785·10-4 м2;

площадь 150 отверстий:

0,785·150·10-4 м2 = 118·10-4 м2

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

Такая скорость неизбежно приведет к разрушению коллектора и образованию суффозионной каверны - предвестника фильтрационного тоннеля в призабойной зоне скважины, после чего скорость падает до 15/10 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 So2 Y2,

где K – проницаемость, см2;

m – пористость, доли ед.;

S0 – удельная поверхность, 1/см;

загрузка...