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

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.м3/сут, второе - 120-140 тыс.м3/сут. При отборах первое модульное значение - 140-160 тыс. м3/сут, второе - 180-200 тыс.м3/сут.

Физическая интерпретация полученных распределений представляется следующей: низкое модальное значение 40 - 60 тыс.м3/сут из-за высоких фильтрационных сопротивлений соответствует приемистости пород матрицы. Второе модальное значение 120 - 160 тыс.м3/сут как при закачках, так и при отборах соответствует совместной работе как матрицы, так и трещинной системы. Модальное значение 180 – 220 тыс.м3/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 м3/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 м3/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 Рз). 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 Рнач.

При отборе V1 = V0 .Pнач весь рассчитанный объем газа V1 не отбирается, т.к. в пласте при давлении Ркон остается определенный объем газа - Vост = V0 . Pкон.

Исходя из этого, мы рассчитали тот объем газа, который может быть отобран при перепаде давлений от Рнач до Ркон 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 мкм2 (преобладает) и от 5 до 15 мкм2. Проницаемость более 15 мкм2 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 Кпр. 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.

загрузка...