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

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 Кпр. 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 Кпр. 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.

Таким образом, зонирование резервуара по результатам обработки комплекса геолого-промысловых данных, позволяет сделать следующие выводы.

1 Применяемые методические приемы оценки пустотного пространства резервуара ПХГ - по коэффициенту пористости, определенному по минимально информативным материалам (керн, ГИС), по отдельным скважинам малоэффективны, так как выявлена высокая степень анизотропности резервуара, как по вертикали, так и по горизонтали, что подтверждается мозаичной структурой полей повышенных значений коэффициентов пористости и проницаемости.

2 Интерпретация материалов ГИС (ПС, ГК) показала, что за 30 лет существования ПХГ в резервуаре происходят необратимые изменения, связанные с уменьшением глинистой составляющей коллектора, повышением его пористости и резким (на порядок и более) увеличением проницаемости на отдельных участках резервуара.

3 Образцы керна во вновь пробуренных скважинах характеризуются повышенными (по сравнению со старыми образцами) значениями открытой пористости.

4 Система фильтрационных каналов («тоннелей») начинает формироваться, по всей видимости, еще на стадиях литогенеза под действием тектонодинамических напряжений. Сложная ветвистая система этих каналов, характеризующихся повышенной проницаемостью, обуславливает не объемно-радиальное, как считалось ранее, перемещение фронта закачиваемого газа от забоев скважин, а скорее линейное или струйное.

5 После заполнения фильтрационных тоннелей газом и повышения давления в них до достижения «давления прорыва» происходит переход газа в условно закрытое поровое пространство объема резервуара. Форма и направленность «тоннелей» обусловлена морфологическими особенностями структуры, главенствующими направлениями вектора геодинамических напряжений, совокупностью диагенетических, постдиагенетических и техногенных процессов.

6 Мозаичное внутрипластовое распределение хорошо- и слабопроницаемых участков пласта предопределяет неравномерное заполнение или разгрузку резервуара во время закачки или отбора газа.

7 Исследование однородности режимов работы скважин, проводившееся методом коррелятивной связи параметров эксплуатационных скважин, позволило выделить четыре зоны, три из которых характеризуются однородным режимом, одна – явно выраженной неоднородностью.

8 С помощью автокорреляционной функции выявлена периодичность в циклах работы скважин «закачка – отбор». Во времени отмечается рост однородности режима работы скважин. Это связано, по-видимому, с техногенным улучшением емкостно-фильтрационных свойств вмещающих пород.

9 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

10 Появление участков пласта, обладающих более высокими значениями пористости и проницаемости, может быть объяснено вторичными природными и техногенными процессами формирования пустотного пространства в резервуаре зеленой свиты, что подтверждается исследованиями синхронности и асинхронности изменения продуктивных характеристик скважин и оценки влияния работы скважин, введенных в первые годы эксплуатации, на скважины, введенные в эксплуатацию позднее.

Заключение

Подводя итоги исследований, необходимо констатировать, что использованные методические приемы и принципы системного анализа позволили автору выстроить относительно достоверную схему причинно-следственных связей (геодинамических и техногенных), отвечающих за формирование и развитие природных резервуаров УВ. Пожалуй, одним из основополагающих выводов является обоснование геотектонического уровня иерархии геологических объектов и оценка возможного влияния таких масштабных процессов, как орогенез и перемещение плит на характер распределения напряжений в пределах тектонокомплексов и элементарных геологических объектов (ловушка, природный резервуар и др.). Это позволило решить крупную научную проблему, связанную с научно-методическим обоснованием влияния тектонодинамических и техногенных факторов на изменение продуктивности эксплуатационных скважин и в целом на изменение ФЕС природных резервуаров УВ.

загрузка...