Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Геолого-промысловые факторы формирования техногенных газовых залежей на разрабатываемых месторождениях и ПХГ

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геолого-промысловые факторы формирования техногенных газовых залежей на разрабатываемых месторождениях и ПХГ"

На правах рукописи

Багманова Светлана Владимировна

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ФАКТОРЫ ФОРМИРОВАНИЯ ТЕХНОГЕННЫХ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НА РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ И ПХГ

Специальность: 25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва 2004 г.

На правах рукописи

Багманова Светлана Владимировна

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ФАКТОРЫ ФОРМИРОВАНИЯ ТЕХНОГЕННЫХ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НА РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ И ПХГ

Специальность: 25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва 2004 г.

Работа выполнена в ООО "Волго-Уральский научно-

исследовательский и проектный институт нефти и газа

ВолгоУралНИПИгаз" и в ООО "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ".

Научный руководитель: кандидат геолого-минералогических наук,

Короткое Борис Сергеевич.

Официальные оппоненты: - доктор геолого-минералогических наук

Овчаренко Анатолий Васильевич. - кандидат геолого-минералогических наук Пантелеев Герман Федорович.

Ведущая организация: Оренбургский государственный университет.

Защита диссертации состоится 2004 г в ^^ часов на

заседании диссертационного совета Д 511.001.01 при ООО "ВНИИГАЗ"

Адрес: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка, ООО "ВНИИГАЗ".

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО "ВНИИГАЗ". Отзывы в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим направлять ученому секретарю диссертационного совета по указанному адресу.

Автореферат разослан

-Иг.

2004 г.

Ученый секретарь диссертационного совета д г.-м. наук

¡рос. националы библиотека С.Петер#Р* ЩГ я

» о» 1007»«т/^У ?

Соловьев Н.Н.

Актуальность темы. Межпластовые перетоки газа при эксплуатации месторождений и подземных хранилищ газа (ПХГ) нередко сопровождаются образованием его скоплений на небольших глубинах, что создает угрозу аварийных ситуаций и неблагоприятных экологических последствий. С другой стороны, изучение геологических условий образования техногенных скоплений газа дает возможность получить новые данные, позволяющие уточнить особенности реализации природных процессов формирования газовых месторождений. Поэтому исследование геолого-промысловых факторов формирования техногенных газовых залежей является актуальной задачей.

Цель работы - создание геолого-промысловых моделей формирования техногенных газовых скоплений на эксплуатируемых месторождениях и ПХГ для разработки методики их выявления, ликвидации и контроля, а также для уточнения условий формирования природных газовых залежей.

Основные задачи исследований.

1. Анализ геологических условий образования техногенных скоплений газа на Карачаганакском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) и Совхозном ПХГ.

2. Анализ эффективности мероприятий по их выявлению и ликвидации.

3. Разработка методики выявления, ликвидации и контроля техногенных залежей.

4. Обоснование возможности использования данных по образованию техногенных скоплений газа для уточнения условий формирования газовьгх месторождений.

Научная новизна

На основе комплексного анализа геолого-геофизических и промыслово-технологических данных установлено, что вертикальная миграция газа из продуктивных пластов Карачаганакского НГКМ и Совхозного ПХГ через сульфатно-галогенную покрышку в надсолевой комплекс отложений происходит по дефектным скважинам. В надсолевых природных резервуарах имеет место латеральная струйная миграция газа с формированием техногенных скоплений в антиклинальных и неантиклинальных ловушках. Показано сходство условий формирования

природных и техногенных газовых залежей, что открывает новые возможности использования Совхозного ПХГ в качестве геолаборатории для дальнейшего уточнения механизмов формирования и расформирования газовых залежей. С использованием установленных закономерностей разработана, методика выявления и ликвидации техногенных газовых залежей на Карачаганакском НГКМ и Совхозном ПХГ.

Защищаемые положения

1. Геолого-промысловые модели формирования техногенных газовых залежей в надпродуктивных отложениях Карачаганакского НГКМ и Совхозного ПХГ.

2. Методика выявления, контроля и ликвидации техногенных газовых залежей на Совхозном ПХГ и Карачаганакском НГКМ.

3. Обоснование идентичности условий образования техногенных и природных скоплений газа, позволяющее использовать ПХГ в качестве геолаборатории для исследования различных аспектов формирования газовых месторождений.

Фактический материал и личный вклад автора. Исследования включают обработку, интерпретацию и анализ геологических, гидрогеологических, геофизических, промысловых и химико-аналитических материалов по надпродуктивным отложениям Карачаганакского месторождения и Совхозного ПХГ, составление геологических карт и построение геологических разрезов. Основой диссертации являются материалы исследований, выполненных лично автором, либо с его непосредственным участием при решении проблемы ликвидации техногенной загазованности Совхозного ПХГ в период с 1998 г. по 2004 г. с использованием фондовых и литературных источников. Автором составлены разделы в трех научно-исследовательских отчетах по тематике диссертации и выполнен основной объем "Технологического проекта контроля водоносных горизонтов надпродуктивных отложений в процессе эксплуатации Совхозного ПХГ' (2002 г.).

Практическая значимость и реализация работы. С использованием рекомендаций автора, изложенных в "Технологическом проекте контроля водоносных горизонтов надпродуктивных отложений в процессе эксплуатации Совхозного ПХГ" (г. Оренбург, 2002 г.), осуществлена успешная дегазация надпродуктивных отложений

Совхозного подземного хранилища газа, создана система опережающего контроля за возможным возникновением техногенных залежей газа.

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на научно-практической конференции "Геолого-экономические перспективы расширения минерально-сырьевой базы Поволжского и Южного регионов Российской Федерации и пути их реализации в 2003-2010 г.г." (г. Саратов, 2002 г.), на научно-практической конференции студентов, аспирантов и научных работников "Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов" (г. Астрахань, 2002 г.), на пятой научно-практической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России" (г. Москва, 2003 г.), на шестой международной конференции "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносности недр" (г. Москва, 2003 г.), на II Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и научных работников "Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии" (г. Астрахань, 2003 г.), на седьмом международном симпозиуме "Освоение месторождений минеральных ресурсов и подземное строительство в сложных гидрогеологических условиях" (г. Белгород, 2003 г.), на IV международном рабочем совещании "Роль геодинамики в решении экологических проблем развития нефтегазового комплекса" (Санкт-Петербург, 2003 г.), на Всероссийской научно-практической конференции "Проблемы геоэкологии Южного Урала" (г. Оренбург, 2003 г.), на II Всероссийской научно-практической конференции "Химическое загрязнение среды обитания и проблемы экологической реабилитации нарушенных экосистем" (г. Пенза, 2004 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 печатных работ, в том числе 6 без соавторов.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения общим объемом 152 стр. печатного текста. Она включает 10 таблиц и 30 рисунков. Список литературы содержит 65 наименований.

Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю к.г.-м.н. Б.С. Короткову за постановку задач и конструктивную помощь на протяжении всего периода работы.

Автор благодарна к.г.-м.н. Г.Ф. Пантелееву за предоставленные материалы. В процессе работы над диссертацией автор получил ценные советы от специалистов ООО "ВНИИГАЗ" и 0 0 0 "ВолгоУралНИПИгаз" д.г.-м.н., проф. С.Н. Бузинова, д.г.-м.н., проф. В.Г. Фоменко, к.г.-м.н. Н.Ф. Медведева, к.г.-м.н. С.Г. Солдаткина, к.г.-м.н. М.А. Политыкиной, к.г.-м.н. О.М. Севастьянова, к.г.-м.н. Е.Е. Захаровой, которым выражает глубокую признательность.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Первая глава посвящена обзору предшествующих исследований по проблеме перетоков газа, формирования техногенных газовых залежей, их поисков, разгрузки и контроля. Проанализированы работы Агишева А.П., Арутюнова А.Е., Бекетова СБ., Берето А.Я., Бузинова С.Н., Быкова И.Н., Варягова С.А., Вареничевой Н.И., Гергедавы Ш.К., Грачева О.Н., Горбачева В.Ф., Григорьева А.В., Гриценко А.И., Гусева Э.Л., Деркача А С, Егурцова Н.А., Захаровой Е.Е., Кана Е.К., Комарова B.C., Кузина «A.M., Киселева А.И., Карабельникова О.М., Либермана Г.И., Мырки Я.А., Пантелеева Г.Ф., Парфенова В.И., Поварова И.А., Попова Ю.Н., Политыкиной М.А., Раабена В.Н., Сафонова А.О., Севастьянова О.М., Семенова О.Г., Солдаткина Г.И., Солдаткина С.Г. Сорокина А.П., Снегирева Н.П., Хана С.А., Шулаева В.Ф. и других исследователей, а также руководящие и методические документы по разработке газовых и газоконденсатных месторождений и эксплуатации ПХГ,

Автором в качестве объектов исследования выбраны Совхозное ПХГ в Оренбургской области, приуроченное к истощенному газовому месторождению, и уникальное Карачаганакское НГКМ в Казахстане.

Несмотря на большие достижения предшествующих исследований по данной проблеме, в том числе для условий Совхозного ПХГ и Карачаганакского НГКМ, ряд важных вопросов остался еще недостаточно разработанным. Требуют совершенствования методы выявления путей перетока газа в верхние горизонты, ранней диагностики техногенных газовых скоплений, способы их ликвидации и контроля. Выполненное исследование в определенной мере заполняет пробел в решении перечисленных вопросов применительно к конкретным объектам: Совхозному ПХГ и Карачаганакскому НГКМ.

Как будет показано ниже, образование техногенных скоплений газа можно рассматривать как геолого-промысловую модель формирования природных газовых залежей и месторождений. Однако в публикациях этот вопрос почти не освещен.

Во второй главе дана геологическая характеристика района исследований, обоснованы геолого-промысловые модели

Карачаганакского НГКМ и Совхозного ПХГ. Рассмотрены геологические условия образования техногенных газовых залежей.

Объекты исследований расположены в области сочленения трех крупных геотектонических элементов Русской платформы: Волго-Уральской антеклизы, Прикаспийской синеклизы и Предуральского прогиба. В разрезе осадочного чехла данной территории выделяются три литолого-структурных этажа. К нижнему этажу относятся самые древние терригенные и карбонатные отложения: от ордовикских до филипповского горизонта кунгурского яруса нижней перми. К среднему - галогенные породы иреньского горизонта кунгурского яруса. К верхнему преимущественно терригенные отложения верхней перми, мезозоя и кайнозоя. Каждому комплексу присущи свои характерные типы дислокаций и локальных структур.

Поверхность подсолевого литолого-структурного этажа залегает на глубине порядка 1500 - 1600 м на севере (на Совхозном месторождении) и 3500 - 3600 м на юге (на Карачаганакском месторождении). Он включает крупные поднятия, к которым приурочены Оренбургское, Карачаганакское и другие, меньшие по размерам, нефтегазоконденсатные месторождения. Некоторые из них выработаны и служат подземными хранилищами газа (Совхозное, Кончуринское). Совхозное ПХГ находится в южной части полосы рифовых массивов сакмаро-артинского возраста, протянувшейся с севера на юг из Башкирии в Оренбургскую область.

Средний литолого-структурный этаж сложен сульфатно-галогенными отложениями кунгурского яруса, являющимися региональной покрышкой для залежей газа и нефти рассматриваемого региона. Он образует многочисленные солянокупольные поднятия, разобщенные межкупольными впадинами. Одно из таких поднятий находится над газоконденсатной залежью Совхозного рифового массива. На Карачаганакском НГКМ соляные купола развиты по, периферии

месторождения, в то время как над центральной его частью находится межкупольная впадина.

Строение верхнего (надсолевого) литолого-структурного этажа контролируется соляной тектоникой. В межкупольных впадинах он представлен наиболее полным разрезом и имеет максимальную мощность. Над некоторыми соляными куполами образовались грабенообразные мульды, происхождение которых связано с палеокарстовыми процессами в толще кунгурских галогенных пород. На Совхозном ПХГ над соляным куполом имеется такая мульда, вмещающая Масловское буроугольное месторождение. Именно в верхнем надсолевом литолого-структурном этаже происходит формирование вторичных техногенных скоплений газа на разрабатываемых газоконденсатных месторождениях и ПХГ.

"Причины образования и характер распределения техногенных газовых скоплений на Карачаганакском месторождении и Совхозном ПХГ имеют ряд различий. Это вызвано особенностями геологического строения и условиями эксплуатации. Оба эти объекта дополняют друг друга при решении проблемы формирования и ликвидации техногенных скоплений газа.

Карачаганакская межкупольная мульда заполнена терригенными верхнепермскими, мезозойскими и кайнозойскими отложениями мощностью от 3500 до 4800 м. Коллекторы развиты до глубины 2500 -3000 м. Коллекторы представлены песчаниками, алевролитами, песками, пласты которых чередуются с глинистыми экранами. Пласты-коллекторы татарского яруса верхней перми и нижних пачек триаса в головных частях экранированы боковой поверхностью соляных штоков и соляными карнизами. Верхние пласты-коллекторы триаса, юрские и меловые коллекторы распространяются над сводами соляных куполов, где они приближаются к земной поверхности.

Неогеновые отложения, в подошве которых присутствует мощный песчаный пласт, несогласно перекрывают пласты мезозоя. Отложения неогена залегают корытообразно, заполняя речные палеодолины.

Ненарушенные природные гидрогеологические условия надсолевого комплекса отложений характеризуются следующими особенностями:

- отсутствием самоизлива воды из скважин, вскрывающих как верхние водоносные горизонты неоген-четвертичного и мезозойского возраста, так и глубокозалегающие горизонты триаса и татарского яруса;

- положением статического уровня воды неоген-четвертичных и юрско-меловых горизонтов на глубине 10 - 25 м;

- увеличением минерализации подземных вод от 3-4 г/л в самом верхнем водоносном горизонте до 280 г/л на глубине 1800 — 1900 м;

- зависимостью минерализации и ионного состава подземных вод только от глубины залегания, а не от возраста вмещающих пород.

При нарушении герметичности покрышки в процессе эксплуатации перечисленные выше геологические особенности обусловливают следующий характер образования и проявления техногенных газовых залежей в надсолевом литолого-структурном этаже:

- техногенный газ может двигаться только по восстанию пластов от центра Карачаганакской мульды по направлению к соляным куполам;

- вторичные газовые залежи могут образовываться, начиная с глубины порядка 3000 м и выше, т.к. глубже коллекторов очень мало, они маломощные и имеют линзовидный характер распространения. Наличие в разрезе выдержанных песчаных пачек, разобщенных глинистыми экранами, обусловливает формирование многопластовых вторичных газовых залежей;

- в коллекторах татарского яруса верхней перми и нижних песчаных пачках триаса вторичные газовые залежи надежно экранируются вышележащими глинистыми пачками и боковой поверхностью соляных штоков. Они характеризуются отсутствием поверхностных проявлений, но при вскрытии скважинами проявляют себя вплоть до открытого фонтанирования;

- песчаные пласты верхней части разреза триаса, а также юрские и меловые коллекторы по восстанию выходят под неоген-четвертичный покров. Залегающий в его подошве -песчаный пласт "перехватывает" выходящий из мезозойских отложений газ, который далее мигрирует по восстанию данного пласта;

техногенная загазованность верхней части мезозойско-кайнозойского разреза проявляется в виде водогазоконденсатных грифонов на дневной поверхности, газопроявлений в бурящихся и заброшенных скважинах, резкого подъема уровня подземных вод и излива их на поверхность, выходов газа в русле водотоков и газирующих родников в оврагах.

К началу разработки Карачаганакского месторождения в результате нарушений герметичности разведочных скважин по их стволам произошли вертикальные перетоки газа из залежи в надпродуктивные верхнепермские и триасовые отложения, образовав техногенные скопления газа на глубине 1000 - 1500 м и более. Так, эксплуатационная скважина № 427 в процессе строительства при глубине 3995 м с обсадной колонной, спущенной на глубину 996 м, вскрыла техногенную газоконденсатную залежь, проявившую себя в мае 1987 г. открытым фонтанированием газа. При ликвидации фонтанирования произошел прихват бурового инструмента, часть которого осталась в скважине. Кроме того, обнаружилась негерметичность обсадной колонны в интервале 260-280 м, вследствие чего газ поступал в песчаные коллекторы юры, мела и неогена и выходил на поверхность в виде многочисленных грифонов. Глубина поступления газа определяется по химическому составу воды, выходящей вместе с ним.

На Карачаганакском месторождении образовалось два этажа техногенной загазованности. Верхний этаж охватывает четвертичные, неогеновые, меловые, юрские и верхнюю часть триасовых отложений, до глубины около 300 м. Нижний этаж приурочен к триасовым отложениям на глубине 800-1300 м. Возможно, он распространяется глубже и включает отложения татарского яруса верхней перми. Техногенный газ верхнего этажа загазованности, мигрируя по восстанию плаетов триаса, юры и мела/ концентрируется в подошвенных песчаных пластах неогена, которые несогласно, последовательно с юга на север, перекрывают все более древние пласты мезозоя, выходящие под неоген (сначала неоген перекрывает меловые отложения, далее на север - юрские, еще севернее -триасовые). Поскольку неогеновые отложения залегают корытообразно, заполняя палеодолины рек Урал, Илек, Березовка, то техногенный газ постепенно мигрирует в сторону верховий долин этих рек. Струя миграции подковообразно изгибается и меняет направление движения с первоначального северного на юго-восточное. В глубоких оврагах появляются газирующие родники. В песчаном подошвенном пласте неогена образуется типичная стратиграфическая залежь техногенного газа, экранированная неогеновой глиной.

Верхний этаж техногенной загазованности подпитывается газом из нижнего этажа как вследствие несовершенства экранирующих свойств пластов, так и через ствол аварийной скважины № 427.

В нижнем этаже загазованности газ содержит сероводород и углеводородный конденсат, т.е. по составу близок к газу природной залежи месторождения, откуда он напрямую поступает через неисправный ствол эксплуатационной скважины № 9. По мере миграции в верхнем этаже загазованности газ теряет конденсат и сероводород. Последний нейтрализуется окислами железа, присутствующими в большом количестве в терригенных коллекторах и насыщающих их подземных водах.

Геолого-промысловая модель Совхозного ПХГ отличается от аналогичной модели Карачаганакского месторождения.

Над солевые отложения на Совхозном ПХГ имеют мощность 300400 м, что в 10 раз меньше, чем на Карачаганакском месторождении. На Совхозном ПХГ в надсолевом разрезе выделено пять пачек пластов-коллекторов, способных вмещать техногенные залежи газа. Первая пачка мощностью 30 - 60 м представлена плиоценовыми песками, залегающими в виде прослоев и линз среди глин. Кровля ее залегает на глубине 25-51 м в контуре ПХГ и поднимается до 14-16 м в северд-восточной законтурной области. Вторая песчаная пачка олигоцен-миоценового возраста средней мощностью 60 м, содержит пласты глин и бурого угля. Кровля ее в контуре ПХГ залегает на глубине 75-131 м, а за контуром поднимается на глубину до 60. Третья пачка мощностью 40-60 м выделена в юрско-меловых песчаных отложениях, развитых в виде прослоев и линз среди преимущественно глинистых пород. Кровля ее находится на глубине 133263 м, а в законтурной области воздымается до глубины 107-114 м. Четвертая пачка приурочена к песчаным породам в подошвенной части юрских отложений. Кровля ее залегает на глубинах 196-330 м, мощность колеблется от 10 м до 100 м. Пятая пачка приурочена к кунгурскому "кепроку", представленному гипсами и ангидритами мощностью 70-90 м. Кровля ее залегает на глубинах 257-386 м.

Все пять пачек пластов воздымаются на северо-восток, где происходит сокращение мощности терригенных пород до нескольких метров в олигоценовых отложениях, а миоценовые породы полностью выклиниваются. В южном направлении терригенные пачки погружаются и мощности их увеличиваются.

В тектоническом отношении терригенная надкунгурская толща образует пологую мульду, часть которой над ПХГ можно рассматривать

как моноклиналь. Внутри мульды пласты местами имеют утолщения, а также осложнены куполовидными поднятиями, что создает благоприятные условия для образования мелких техногенных газовых залежей сводового типа. На участках выклинивания коллекторов по восстанию пластов, либо их замещения непроницаемыми породами, возможно образование литологически экранированных залежей.

Миграция и аккумуляция техногенного газа возможны во всех пяти пачках пластов-коллекторов, но основная загазованность связана со второй пачкой олигоцен-миоценовых отложений, залегающих в интервале 80150 м в восточной части ПХГ. Эта пачка наиболее выдержана по простиранию и мощности, включает пласты с наилучшими коллекторскими свойствами и покрышку, что создает наиболее благоприятные условия для аккумуляции техногенного газа. В 1996 г. в скважине № 20-в глубиной 200 м из этой пачки фонтанировала газоводяная смесь. Открытые газопроявления имели место еще в нескольких неглубоких скважинах, расположенных, не только в контуре ПХГ, но и к северо-востоку от него. Именно из второй пачки был добыт почти весь техногенный газ. Газ, не попавший в структурные ловушки второй пачки, мигрирует по пластам на северо-восток в законтурную область ПХГ, в район Кастеринского оврага. Здесь он частично скапливается в виде литологически экранированных залежей в зоне выклинивания пластов-•коллекторов второй пачки, а частично мигрирует в вышележащие коллекторы первой пачки и, наконец, разгружается на дневной поверхности в виде газирующих родников.

Третья глава; посвящена разработке методики выявления техногенных газовых залежей, их ликвидации и контроля на примере Карачаганакского месторождения и Совхозного ПХГ. Поиски, разведка и разработка месторождений углеводородов в данном регионе показала, что кунгурская соляная покрышка над природными залежами является герметичной. Путями перетоков газа из подсолевых отложений являются негерметичные глубокие скважины.

Методика выявления- и последующей ликвидации техногенных газовых залежей включает следующий комплекс методов и исследований: геолого-гидрогеологическое изучение надпродуктивного разреза, промыслово-геофизические и геолого-промысловые исследования

эксплуатационных скважин для выявления каналов перетока газа, бурение контрольно-разгрузочных скважин, гидрогеологические и

газогидрохимические исследования в контрольно-разгрузочных скважинах, глушение и капитальный ремонт выявленных негерметичных скважин, трассерные методы, газохимическую съемку.

Геолого-гидрогеологическое изучение надпродуктивного разреза с целью выявления, разгрузки и контроля техногенных газовых залежей необходимо в связи с тем, что при разведке и разработке месторождений эта часть разреза остается слабо изученной. Особенно актуально это для глубоко залегающих месторождений, таких как Карачаганакское. Но не менее важно оно и для неглубоких объектов. Например, на Совхозном ПХГ к моменту активных газопроявлений в 1996 г существовали ошибочные представления о строении надсолевых отложений. Потребовалось привлечение всех имеющихся материалов, в частности, данные по разведке Масловского буроугольного месторождения, для того, чтобы составить адекватную геолого-гидрогеологическую модель надсолевых отложений с выделением проницаемых и экранирующих толщ, их структурных элементов, фоновых гидродинамических и гидрохимических показателей.

Промыслово-геофизические и геолого-промысловые исследования эксплуатационных скважин выполняются с целью определения интервалов утечек газа. На Карачаганакском НГКМ такими исследованиями были установлены источники как верхнего (скв. № 427), так и нижнего (скв. № 9) этажей техногенной загазованности.

После фонтанирования и аварии скв. № 427 к северу от нее на поверхности образовалось несколько водогазоконденсатных грифонов. По данным ГИС, в этой скважине установлено нарушение герметичности обсадной колонны в интервале 260-280 м, где и происходила утечка газа, вследствие которой образовался верхний этаж техногенной Загазованности.

Аналогичным образом было определено, что нижний этаж техногенной загазованности надсолевого комплекса сформировался в результате утечек газа из скв. № 9, расположенной вблизи скв. № 427.

На Совхозном ПХГ многие эксплуатационные скважины имели те или иные геолого-промысловые и геофизические признаки возможных утечек газа. Очередность проведения в них специального комплекса ГИС

определялась, исходя из максимального количества признаков и положения обладающих ими скважин на структуре по отношению к участкам техногенной загазованности.

Бурение контрольно-разгрузочных скважин является важнейшим методом выявления и оконтуривания техногенных газовых залежей, одновременной их разгрузки и контроля. Случается, что контрольно-разгрузочная скважина вскрывает не газ, а воду и в течение месяцев выполняет контрольные функции, а потом к ней подходит газ и она становится разгрузочной (скважины №№ 13р и 12р на Карачаганакском месторождении). Излив воды из контрольно-разгрузочных скважин также является разгрузочным мероприятием, т.к. снижает пластовое давление в водоносных пластах, подвергшихся техногенному загазовыванию.

Гидрогеологические исследования в наблюдательных и контрольно-разгрузочных скважинах играют важную роль, поскольку техногенные залежи формируются в водонасыщенных пластах, изменяя их гидродинамику. Подъем уровней воды в скважинах является предвестником возможного появления газа. По химическому составу воды, выходящей вместе с газом из скважин, родников и в грифонах, можно определить горизонт, из которого поступает газ. Так, на Карачаганакском НГКМ, «ачиная с фонтана на скважине № 427, по составу воды было установлено, что газ поступает из отложений триаса с глубины 1000 -1300 м. В многочисленных газо-водяных грифонах по химическому составу воды были точно определены горизонты и глубины поступления техногенного газа.

Газохимические исследования позволяют проследить эволюцию состава газа при его миграции из природной залежи в надпродуктйвные отложения (Карачаганак), либо подтвердить идентичность газа техногенного и газа, находящегося в подземном хранилище (Совхозное ПХГ).

Глушение, ремонт или ликвидация выявленных дефектных скважин, служащих путями перетока газа, является важнейшим методом ликвидации техногенной загазованности или наиболее опасных ее проявлений, т.к. лишают подпитки газом вторичные техногенные газовые залежи. Без подпитки техногенные скопления газа эффективно дренируются контрольно-разгрузочными скважинами. Так, на Совхозном

ПХГ после глушения нескольких таких скважин техногенные газопроявления пошли на убыль.

Трассерные, методы исследования позволяют выявлять эксплуатационные скважины, через которые осуществляется переток газа, проследить направление миграции газа в пластах. В качестве примера можно привести скв. № 228 на Совхозном ПХГ, выявленную трассерными методами. После ее глушения техногенные газопроявления прекратились, что было зафиксировано замерами в трех скважинах - 13 в, 5кр и 19кр. Аналогичная картина наблюдалась на Карачаганакском месторождении, где после самоглушения скважины № 427 интенсивность техногенных газопроявлений резко снизилась. Можно сделать вывод, что техногенные залежи требуют постоянного подтока газа. Ликвидация источников пополнения приводит к ликвидации техногенных залежей, при условии их разгрузки скважинами.

Газохимическая съемка играет второстепенную роль в определении мест скопления техногенного газа и еще меньшее значение имеет для выявления скважин, являющихся каналами перетока газа. Результаты газогеохимической съемки могут быть использованы для определения степени пожаро-взрывоопасности ситуации.

Четвертая глава посвящена анализу мероприятий по выявлению и ликвидации техногенных газовых залежей, образовавшихся в период разработки Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения и в период эксплуатации Совхозного ПХГ. Контроль за техногенной загазованностью надпродуктивных отложении должен осуществляться в комплексе с мероприятиями по текущей дегазации разреза и снятию пластового давления (выпуску газа и воды из скважин с избыточным давлением), с поиском техногенных скоплений газа, выявлением дефектных скважин и ликвидацией в них перетоков газа.

На Карачаганакском месторождении и Совхозном ПХГ созданы системы дренирования и контроля техногенных газовых залежей. Основой этих систем является сеть контрольно-разгрузочных и наблюдательных скважин. На Карачаганакском месторождении имеется 41 скважина глубиной от 83-86 м до 300-320 м на верхний этаж и одна глубиной 1270 м на нижний этаж техногенной загазованности. На Совхозном ПХГ таких скважин 60, глубина их от 22 м до 877 м. На скважинах, работающих газом

или переливающих водой, ведутся наблюдения за дебитом, давлением, химическим составом флюидов, количеством выпущенного газа и воды. В других скважинах контролируется динамика уровней воды и ее химический состав. Контролем охвачены также родники. Особое внимание обращается на выделение в них газа, его состав, а также динамику дебита и состава воды. В систему дренирования и контроля входят также эксплуатационные скважины, особенно с признаками возможных утечек и перетоков газа. На них ведется контроль устьевых давлений (в том числе межколонных), дебита и объема стравливаемого межколонного газа. Промыслово-геофизическими методами контролируется техническое состояние скважин, наличие заколонных скоплений газа, внутрискважинных леретоков.

Эффективность эксплуатации систем дренирования и контроля на разных объектах не одинакова. На Карачаганакском месторождении она создавалась в период с 1987 г. по 1992 г., и за эти пять лет техногенная загазованность ликвидирована не была, в основном, из-за того, что не были ликвидированы источники ее подпитки - скважины №№ 427 и 9. На Совхозном ПХГ контрольно-разгрузочная сеть скважин стала создаваться с 1988 г., периодически разгружая небольшие газовые скопления. Техногенная загазованность активизировалась в 1996 г., что потребовало усиления работ по выявлению и ликвидации источников поступления техногенного газа.

В период 1996-2000 г.г. был проведен следующий комплекс работ:

- пробурено 26 контрольно-разгрузочных скважин, 10 из которых встретили техногенный газ и проводили его разгрузку;

- проведены геофизические исследования всего фонда скважин для оценки их технического состояния, выявления перетоков и скоплений газа;

- выполнена газохимическая съемка для обнаружения мест скопления техногенного газа;

- проведены трассерные исследования с запуском цветных маркеров в водоносные горизонты надсолевых отложений и в газовую среду продуктивного горизонта для выявления скважин, через которые осуществляется переток газа из основной залежи;

- заглушены или отремонтированы эксплуатационные скважины, отнесенные, по данным ГИС или трассерных исследований, к вероятным

каналам перетока газа; некоторые из них переведены в контрольные на надпродуктивные отложения;

- проведена повторная ликвидация разведочных скважин с признаками техногенеза.

К началу проведения всех этих мероприятий большая часть площади Совхозного ПХГ (и даже участки к северу от нее) характеризовалась признаками техногенной загазованности. Через год здесь оставалось шесть, к концу 1997 г. - четыре, а к концу 1998 г. -две зоны техногенной загазованности: восточная и законтурная. В 1998 г. родники в законтурной зоне прекратили газировать, а вскоре вообще исчезли. В 1999 г. произошло дальнейшее уменьшение размеров загазованных зон, отключение от разгрузки всех скважин, кроме скважины № 12-кр. Последняя продолжала работать до конца января 2002 г. Всего за период с 1996 г. по 2002 г. было дренировано более 18 млн. м3 газа. В результате проведенных работ к концу января 2002 г. активная загазованность была ликвидирована, а остаточные проявления ее взяты под контроль и управление.

Пятая глава посвящена обоснованию принципиальной возможности использования результатов исследования техногенных скоплений газа для уточнения теоретических положений, относящихся к проблеме формирования природных газовых залежей и месторорждений. В первую очередь, это вопросы механизмов струйной миграции, скорости латеральной миграции газа, условий и сроков расформирования залежей газа.

Межпластовые перетоки углеводородов по природным субвертикальным каналам широко распространены в природе, однако процесс этот не в полной мере изучен. Классическими каналами являются грязевые вулканы, через жерла которых при извержениях выбрасывается в атмосферу гигантское количество углеводородных газов, а также жидких УВ. Часть УВ проникает в проницаемые пласты, образуя вокруг жерла гирлянды залежей. Дизъюнктивные нарушения в моменты раскрытия нередко также являются путями миграции углеводородов. В отложениях, залегающих над разрушающимися залежами, вблизи каналов миграции могут формироваться новые залежи углеводородов, которые получили название."залежи инъекционного типа". Трещины разрывов периодически смыкаются, залечиваются тектонической брекчией, солями,

выпадающими из циркулирующих пластовых вод, асфальтово-смолистыми и парафиновыми компонентами нефти. Поэтому миграция по ним нефти и газа из залежей со временем уменьшается или даже полностью прекращается. При возобновлении тектонических подвижек вертикальные перетоки газа и других флюидов возобновляются.

В силу идентичности процессов техногенного и природного образования скоплений газа существует уникальная возможность натурного изучения процессов формирования и расформирования залежей на действующих ПХГ. В частности, дефектные скважины, по которым происходят вертикальные перетоки углеводородов, служат моделью каналов вертикальной миграции. Эффузия газа по дефектным скважинам, а затем по проницаемым пластам надпродуктивных отложений является промысловой моделью природных процессов вертикальной и латеральной миграции углеводородов из-разгерметизированных ловушек. Современные техногенные выходы углеводородов на поверхность земли на эксплуатируемых месторождениях и ПХГ служат моделью разгрузки и рассеивания углеводородов из разрушающихся залежей. Как уже отмечалось выше, такой уникальный инструмент исследования процесса формирования залежей ни в нашей стране, ни за рубежом практически не использовался.

Состав исходного газа изменяется в процессе миграции. Так, газ Карачаганакской залежи, попадая в терригенные отложения, очень быстро теряет сероводород вследствие его естественный нейтрализации окислами железа, присутствующими в горных породах и подземных водах. В природе аналогичное явление имеет место на Даулетабад-Донмезском газоконденсатном месторождении в Туркмении. Сероводородсодержащий газ поступает из подсолевых юрских отложений в надсолевые нижнемеловые песчаники. По мере удаления от зоны перетока вниз по падению пластов концентрация сероводорода в газе уменьшается до очень малых значений за счет его нейтрализации окислами железа (Г.И.Амурский, Н.Н.Соловьев, Э.С.Гончаров, 1984 г.).

По пути миграции газоконденсатной смеси из области высокого давления в область низкого давления в пластах выпадает углеводородный конденсат. Это явление установлено при исследовании процессов образования техногенных скоплений, оно же имеет место при формировании природных залежей УВ.

Многоплановые техногенные скопления газа в надпродуктивных отложениях Карачаганакского месторождения можно рассматривать как результат двухстадийного процесса переформирования газовых залежей-под воздействием дизъюнктивной тектоники. Сначала в результате нарушения герметичности покрышки формируется нижний этаж вторичных газовых залежей над разрушающейся первичной залежью. При последующих тектонических подвижках часть вторичного газа из нижнего этажа мигрирует в верхний, расположенный ближе к земной поверхности.

Совхозное ПХГ из-за небольшой глубины залегания залежи и мощной толщи непроницаемых соляных пород является моделью одностадийного формирования вторичных залежей газа, располагающихся близко к поверхности земли. И в том, и в другом случаях залежи газа могут сохраниться только при условии постоянной подпитки газом. Данный вывод очень важен для решения двух ключевых вопросов теории формирования газовых месторождений, а именно - времени формирования газовых залежей и условий их сохранности.

Для газовых залежей, по видимому, нет абсолютно герметичных покрышек. Современная залежь газа, особенно крупная, - это некий баланс между утечкой газа из залежи и его поступлением в залежь. Если из нижних горизонтов в залежь поступает больше газа, чем расходуется, и если за пределами контура газоносности порода характеризуется низкими значениями проницаемости, формируется залежь с аномально высоким пластовым давлением (АВПД). Типичными примерами являются Астраханское, Карачаганакское и другие месторождения Прикасапийской впадины.

Процесс подпитки-утечки газа идет непрерывно-прерывисто. Моделью прекращения (или сильного снижения) подпитки является самоглушение скважины № 427 на Карачаганакском НГКМ и глушение неисправных эксплуатационных скважин на Совхозном ПХГ. После прекращения подпитки проявления техногенного газа резко снижались. В любом случае вторичные газовые залежи содержат неизмеримо меньшие запасы газа, чем залежи, за счет разрушения которых они образовались. Поэтому в солеродных бассейнах с выявленными небольшими по запасам неглубокозалегающими газовыми залежами целесообразно вести поиски глубокозалегающих подсолевых залежей со значительно большими запасами. И, наоборот, если в подсолевом комплексе открыты крупные

залежи УВ, прогноз залежей в надсолевых отложениях скорее всего, будет благоприятным. Следует отметить, что целенаправленные поиски залежей УВ в надсолевых отложениях Прикаспийской впадины пока характеризуются низкой эффективностью, при том, что имеются хорошие природные резервуары и ловушки. Необходимо разработать специальную методику поисково-разведочных работ, базирующуся на модели формирования залежей в надсолевых отложениях, с учетом данных по формированию технргенных скоплений газа на эксплуатируемых ПХГ и месторождениях.

Исследование процессов формирования техногенных скоплений газа в надпродуктивных отложениях Карачаганакского НПСМ и Совхозного ПХГ позволяют установить некоторые закономерности, применимые к познанию природных процессов формирования и переформирования газовых залежей:

1. При вертикальных перетоках газа формирование вторичных залежей происходит очень быстро, в масштабе реального времени.

2. Латеральная миграция техногенного газа по пластам происходит не сплошным фронтом, а имеет избирательный струйный характер.

3. Состав исходной пластовой газовой смеси изменяется в процессе миграции.

Заключение

1. Геолого-промысловые модели формирования вторичных газовых залежей техногенного происхождения в надпродуктивных отложениях Карачаганакского НПСМ й Совхозного ПХГ обладают как общностью, так и различием основных характеристик, дополняя в этом отношении друг друга. Общим является то, что наличие надежной сульфатно-галогенной покрышки иреньского горизонта над природной углеводородной залежью Карачаганакского НПСМ и продуктивным пластом Совхозного ПХГ исключает возможность естественного перетока газа в надсолевые отложения. Вертикальная миграция газа происходит через неисправные глубокие газовые скважины. В надсолевых отложениях латеральная миграция газа имеет струйный характер. Отсюда избирательность вскрытия газовой струи даже близко стоящими друг от друга скважинами, перехват отдельными скважинами потока газа, что приводит к прекращению газирования разгрузочных скважин, расположенных выше

по восстанию загазованного пласта-коллектора. Встречая на пути своего движения старые заброшенные скважины или естественные дрены (овраги), техногенный газ разгружается через них на поверхность земли в виде газоводяных грифонов и газирующих родников. Пласты-коллекторы надсолевых отложений осложнены утолщениями и куполовидными поднятиями, которые улавливают газ. На участках выклинивания коллекторов образуются литологически экранированные залежи. Из-за разной мощности надсолевых отложений на Карачаганакском месторождении и Совхозном ПХГ существуют разные условия образования техногенных скоплений. На Карачаганакском месторождении, где мощность надсолевых отложений составляет 3500-4800 м, образовалось два этажа техногенной загазованности: нижний на глубине 800-1300 м и верхний на глубине от 300 м до поверхности земли. В нижнем этаже скапливался сероводородсодержащий газ с конденсатом, который подпитывал коллекторские пласты верхнего этажа. При этом конденсат выпадал в пласте и газ терял сероводород в результате его нейтрализации окислами железа, содержащимися в терригенных породах и подземных водах. На Совхозном ПХГ, где мощность надсолевых отложений всего 300-400 м, образовался один этаж техногенной загазованности, приуроченный, в основном, к песчаным пластам олигоцен-миоценового возраста на глубине 80-150 м, обладающим наилучшими коллекторскими свойствами и надежной глинистой покрышкой.

2. Методика выявления, последующей ликвидации и контроля вторичных газовых залежей техногенного происхождения на ПХГ типа Совхозное и месторождениях, аналогичных Карачаганакскому, включает следующий комплекс методов и исследований: геолого-гидрогеологическое изучение надпродуктивного разреза с выделением проницаемых и непроницаемых пачек, структурных форм, водоносных горизонтов и их природных характеристик; промыслово-геофизические и геолого-промысловые исследования эксплуатационных скважин для выявления источников утечек газа; бурение контрольно-разгрузочных скважин; гидрогеологические - и газогидрохимические исследования в контрольно-разгрузочных скважинах; глушение и капитальный ремонт выявленных негерметичных скважин; трассерные методы; газохимическую съемку.

3. Геологически обоснованная система выявления, дренирования и контроля техногенных газовых залежей представляет собой единое геолого-технологическое мероприятие, направленное на обеспечение безопасности и охрану окружающей среды.

4. Геолого-промысловый анализ эксплуатации системы дренирования и контроля техногенных газовых залежей показал ее высокую эффективность, благодаря которой на Совхозном ПХГ активная загазованность была ликвидирована, а остаточные ее проявления взяты под контроль.

5. Разработанная геолого-промысловая, модель формирования техногенных газовых залежей на Совхозном ПХГ и Карачаганакском месторождении применима для объяснения механизмов природного перераспределения углеводородов под воздействием дизъюнктивной тектоники. Моделью природных тектонических нарушений служат дефектные скважины, по которым происходят утечки (перетоки) газа из основной залежи в надпродуктивные отложения (вертикальная миграция). По проницаемым пластам надпродуктивных отложений газ движется избирательно по законам струйной миграции. Геолого-промысловая модель позволяет оценить многие параметры, такие как объем перетекающего газа, скорости вертикальной и латеральной миграции газа, "время формирования и разрушения залежей и др.

Основные положения диссертации опубликованы в работах:

1. Методика исследования переточных газовых залежей. Тезисы научно-практической конференции "Геолого-экономические перспективы расширения минерально-сырьевой базы Поволжского и Южного регионов Российской Федерации и пути их реализации в 2003-2010 г.г." (30 сентября - 4 октября 2002 г.), НВ НИИГГ, СО ЕАГО - Саратов, 2002, с. 95-96.

2. Формирование техногенных скоплений газа на разрабатываемых месторождениях и ПХГ как промысловая модель природных геологических процессов разрушения и образования газовых залежей. Материалы шестой международной конференции "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносности недр", книга 2, - М., ГЕОС, МГУ, 2002 г., с. 160-162 (совместно с О.М. Севастьяновым).

3. Методические и практические аспекты изучения газовых залежей переточного происхождения. В сборнике "Достижения, проблемы, перспективы", ИПК "Газпромпечать", ООО "Оренбурггазпромсервис" -Оренбург, 2002 г., с. 78-82 (совместно с О.М. Севастьяновым, Е.Е. Захаровой).

4. Поиски, разгрузка и контроль техногенных залежей газа на Совхозном ПХГ. Материалы научно-практической конференции студентов, аспирантов и научных работников "Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов" (17-18 октября 2002 г.). Изд-во Астраханского гос. пед. университета -Астрахань, 2002 г., с. 48-49 (совместно с О.М. Севастьяновым, Е.Е. Захаровой).

5. Анализ эксплуатации системы дренирования и контроля техногенных газовых залежей. Тезисы пятой научно-практической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России" - М., РГУ нефти и газа им. Губкина, 2003 г., с. 62.

6. Формирование переточных залежей газа на Совхозном ПХГ как промысловая модель природных процессов перераспределения углеводородных скоплений под воздействием дизъюнктивной тектоники. "Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе" - М., ВНИИОЭНГ, 2003 г., № 8, с. 27-31.

7. Современные переточные газовые залежи над разрабатываемыми месторождениями и ПХГ. Южно-Российский вестник геологии, географии и глобальной энергии, № 2. Изд-во Астраханского государственного университета - Астрахань, 2003 г., с. 82-91 (совместно с О.М. Севастьяновым, Е.Е. Захаровой).

8. Технологический регламент контроля водоносных горизонтов надпродуктивных отложений в процессе эксплуатации Совхозного ПХГ. Южно-Российский вестник геологии, географии и глобальной энергии № 3 (спецвыпуск). Материалы II Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и научных работников "Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии". Изд-во Астраханского государственного университета - Астрахань, 2003 г., с. 218-219 (совместно с О.М. Севастьяновым, Е.Е. Захаровой).

9. Опыт дренирования вторичных залежей газовых месторождений на подземном хранилище газа. Материалы седьмого международного симпозиума "Освоение месторождений минеральных ресурсов и подземное строительство в сложных гидрогеологических условиях" (19-23 мая 2003 г.). Изд-во Федерального унитарного предприятия ВИОГЕМ - г. Белгород, 2003 г., с. 69-75.

10. Выявление, ликвидация и контроль вторичных техногенных газовых скоплений, образующихся в надпродуктивных отложениях Совхозного ПХГ в результате перетоков газа через неисправные скважины. Материалы IV международного рабочего совещания "Роль геодинамики в решении экологических проблем развития нефтегазового комплекса" (15-17 сентября 2003 г.) - г. Санкт-Петербург, 2003, с. 84-85, (совместно с О.М. Севастьяновым, Е.Е. Захаровой).

11. Гидрогеологические показатели проявления вертикальных перетоков газа техногенного происхождения на разрабатываемых месторождениях и ПХГ. Материалы всероссийской научно-практической конференции "Проблемы • геоэкологии Южного Урала" (7-8 октября 2003 г.). Изд-во Оренбургского государственного университета -Оренбург, 2003 г., с. 3-5.

12. Загрязнение верхних водоносных горизонтов в результате техногенных перетоков газа из подземных газохранилищ и природных залежей. Сборник материалов II Всероссийской научно-практической конференции "Химическое загрязнение среды обитания и проблемы экологической реабилитации нарушенных экосистем", 25-26 марта, 2004 г, МНИЦ ПГФХА - Пенза, 2004 г., с. 21-23.

Лицензия № 020878 от 20 мая 1999г. Подписано к печати 18 мая 2004 г. Объем 1 уч.-изд.л. Формат 60x84/16

Заказ №22 Тираж - 120 экз.

Отпечатано на ротапринте ООО «ВНИИГАЗ» по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка

*106 IB

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Багманова, Светлана Владимировна

ВВЕДЕНИЕ.

1 Обзор предшествующих работ и постановка научных направлений исследований.

2 Геолого-промысловые модели Карачаганакского НГКМ и Совхозного ПХГ в связи с образованием техногенных залежей газа.

2.1 Геологическая характеристика района исследований.

2.1.1 Стратиграфия.

2.1.2 Тектоника.

2.1.3 Гидрогеология.

2.1.4 Нефтегазоносность.

2.2 Геолого-промысловая модель Карачаганакского НГКМ в связи с образованием техногенных газовых залежей.

2.2.1 Общие сведения о Карачаганакском НГКМ.

2.2.2 Геологическое строение надпродуктивных отложений.

2.2.3 Гидрогеологические условия надпродуктивных отложений.

2.2.4 Техногенные предпосылки перетоков газа из залежи и геолого-промысловые факторы образования газовых залежей в надсолевой толще.

2.3 Геолого-промысловая модель Совхозного ПХГ.

2.3.1 Общие сведения о Совхозном ПХГ.

2.3.2 Характеристика залежи и покрышки.

2.3.3 Геологическое строение надпродуктивных отложений.

2.3.4 Выделение проницаемых пачек пластов-коллекторов.

2.3.5 Гидрогеологические условия надсолевых отложений.

2.3.6 Техногенные предпосылки перетоков газа из хранилища и геолого-промысловые факторы образования газовых залежей в надсолевой толще.

3 Методика диагностики, контроля и ликвидации техногенных газовых залежей на эксплуатируемых месторождениях и ПХГ

3.1 Основные принципы диагностики техногенных залежей, их ликвидации и контроля.

3.2 Разработка геолого-промысловой модели надпродуктивного разреза, адаптированной к условиям формирования техногенных газовых залежей.

3.3 Геолого-промысловые исследования.

3.4 Промыслово-геофизические исследования.

3.5 Бурение контрольно-разгрузочных скважин.

3.6 Гидрогеологические и газогидрохимические исследования.

3.7 Газохимическая съемка.

3.8 Трассерные исследования.

3.9 Глушение и ремонт выявленных негерметичных скважин с перетоками газа.

4 Анализ эксплуатации систем выявления, ликвидации и контроля техногенных газовых залежей.

4.1 Карачаганакское НТК.

4.2 Совхозное ПХГ.

5 Принципы использования моделей техногенных газовых залежей для решения теоретических вопросов формирования месторождений природного газа.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геолого-промысловые факторы формирования техногенных газовых залежей на разрабатываемых месторождениях и ПХГ"

Актуальность темы. Межпластовые перетоки газа при эксплуатации месторождений и подземных хранилищ газа (ПХГ) нередко сопровождаются образованием его скоплений на небольших глубинах, что создает угрозу аварийных ситуаций и неблагоприятных экологических последствий. С другой стороны, изучение геологических условий образования техногенных скоплений газа дает возможность получить новые данные, позволяющие уточнить особенности реализации природных процессов формирования газовых месторождений. Поэтому исследование геолого-промысловых факторов формирования техногенных газовых залежей является актуальной задачей.

Цель работы - создание геолого-промысловых моделей формирования техногенных газовых скоплений на эксплуатируемых месторождениях и ПХГ для разработки методики их выявления, ликвидации и контроля, а также для уточнения условий формирования природных газовых залежей.

Основные задачи исследований.

1. Анализ геологических условий образования техногенных скоплений газа на Карачаганакском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) и Совхозном ПХГ.

2. Анализ эффективности мероприятий по их выявлению и ликвидации.

3. Разработка методики выявления, ликвидации и контроля техногенных залежей.

4. Обоснование возможности использования данных по образованию техногенных скоплений газа для уточнения условий формирования газовых месторождений.

Научная новизна

На основе комплексного анализа геолого-геофизических и промыслово-технологических данных установлено, что вертикальная миграция газа из продуктивных пластов Карачаганакского НГКМ и Совхозного ПХГ через сульфатно-галогенную покрышку в надсолевой комплекс отложений происходит по дефектным скважинам. В надсолевых природных резервуарах имеет место латеральная струйная миграция газа с формированием техногенных скоплений в антиклинальных и неантиклинальных ловушках. Показано сходство условий формирования природных и техногенных газовых залежей, что открывает новые возможности использования Совхозного ПХГ в качестве геолаборатории для дальнейшего уточнения механизмов формирования и расформирования газовых залежей. С использованием установленных закономерностей разработана методика выявления и ликвидации техногенных газовых залежей на Карачаганакском НГКМ и Совхозном ПХГ.

Защищаемые положения

1. Геолого-промысловые модели формирования техногенных газовых залежей в надпродуктивных отложениях Карачаганакского НГКМ и Совхозного ПХГ.

2. Методика выявления, контроля и ликвидации техногенных газовых залежей на Совхозном ПХГ и Карачаганакском НГКМ.

3. Обоснование идентичности условий образования техногенных и природных скоплений газа, позволяющее использовать ПХГ в качестве геолаборатории для исследования различных аспектов формирования газовых месторождений.

Фактический материал и личный вклад автора. Исследования включают обработку, интерпретацию и анализ геологических, гидрогеологических, геофизических, промысловых и химико-аналитических материалов по надпродуктивным отложениям Карачаганакского месторождения и Совхозного ПХГ, составление геологических карт и построение геологических разрезов. Основой диссертации являются материалы исследований, выполненных лично автором, либо с его непосредственным участием при решении проблемы ликвидации S техногенной загазованности Совхозного ПХГ в период с 1998 г. по 2004 г. с использованием фондовых и литературных источников. Автором составлены разделы в трех научно-исследовательских отчетах по тематике диссертации и выполнен основной объем "Технологического проекта контроля водоносных горизонтов надпродуктивных отложений в процессе эксплуатации Совхозного ПХГ" (2002 г.).

Практическая значимость и реализация работы. С использованием рекомендаций автора, изложенных в "Технологическом проекте контроля водоносных горизонтов надпродуктивных отложений в процессе эксплуатации Совхозного ПХГ" (г. Оренбург, 2002 г.), осуществлена успешная дегазация надпродуктивных отложений Совхозного подземного хранилища газа, создана система опережающего контроля за возможным возникновением техногенных залежей газа.

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на научно-практической конференции "Геолого-экономические перспективы расширения минерально-сырьевой базы Поволжского и Южного регионов Российской Федерации и пути их реализации в 2003-2010 г.г." (г. Саратов, 2002 г.), на научно-практической конференции студентов, аспирантов и научных работников "Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов" (г. Астрахань, 2002 г.), на пятой научно-практической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России" (г. Москва, 2003 г.), на шестой международной конференции "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносности недр" (г. Москва, 2003 г.), на II Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и научных работников "Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии" (г. Астрахань, 2003 г.), на седьмом международном симпозиуме "Освоение месторождений минеральных ресурсов и подземное' строительство в сложных гидрогеологических условиях" (г. Белгород,

2003 г.), на IV международном рабочем совещании "Роль геодинамики в решении экологических проблем развития нефтегазового комплекса" (Санкт-Петербург, 2003 г.), на Всероссийской научно-практической конференции "Проблемы геоэкологии Южного Урала" (г. Оренбург, 2003 г.), на II Всероссийской научно-практической конференции "Химическое загрязнение среды обитания и проблемы экологической реабилитации нарушенных экосистем" (г. Пенза, 2004 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 печатных работ, в том числе 6 без соавторов.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения общим объемом 152 стр. печатного текста. Она включает 10 таблиц и 30 рисунков. Список литературы содержит 65 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Багманова, Светлана Владимировна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Геолого-промысловые модели формирования вторичных газовых залежей техногенного происхождения в надпродуктивных отложениях Карачаганакского НГКМ и Совхозного ПХГ обладают как общностью, так и различием основных характеристик, дополняя в этом отношении друг друга. Общим является то, что наличие надежной сульфатно-галогенной покрышки иреньского горизонта над природной углеводородной залежью Карачаганакского НГКМ и продуктивным пластом Совхозного ПХГ исключает возможность естественного перетока газа в надсолевые отложения. Вертикальная миграция газа происходит через неисправные глубокие газовые скважины. В надсолевых отложениях латеральная миграция газа имеет струйный характер. Отсюда избирательность вскрытия газовой струи даже близко стоящими друг от друга скважинами, перехват отдельными скважинами потока газа, что приводит к прекращению газирования разгрузочных скважин, расположенных выше по восстанию загазованного пласта-коллектора. Встречая на пути своего движения старые заброшенные скважины или естественные дрены (овраги), техногенный газ разгружается через них на поверхность земли в виде газоводяных грифонов и газирующих родников. Пласты-коллекторы надсолевых отложений осложнены утолщениями и куполовидными поднятиями, которые улавливают газ. На участках выклинивания коллекторов образуются литологически экранированные залежи. Из-за разной мощности надсолевых отложений на Карачаганакском месторождении и Совхозном ПХГ существуют разные условия образования техногенных скоплений. На Карачаганакском месторождении, где мощность надсолевых отложений составляет 3500-4800 м, образовалось два этажа техногенной загазованности: нижний на глубине 800-1300 м и верхний на глубине от 300 м до поверхности земли. В нижнем этаже скапливался сероводородсодержащий газ с конденсатом, который подпитывал коллекторские пласты верхнего этажа. При этом конденсат выпадал в пласте и газ терял сероводород в результате его нейтрализации окислами железа, содержащимися в терригенных породах и подземных водах. На Совхозном ПХГ, где мощность надсолевых отложений всего 300-400 м, образовался один этаж техногенной загазованности, приуроченный, в основном, к песчаным пластам олигоцен-миоценового возраста на глубине 80-150 м, обладающим наилучшими коллекторскими свойствами и надежной глинистой покрышкой.

2. Методика выявления, последующей ликвидации и контроля вторичных газовых залежей техногенного происхождения на ПХГ типа Совхозное и месторождениях, аналогичных Карачаганакскому, включает следующий комплекс методов и исследований: геолого-гидрогеологическое изучение надпродуктивного разреза с выделением проницаемых и непроницаемых пачек, структурных форм, водоносных горизонтов и их природных характеристик; промыслово-геофизические и геолого-промысловые исследования эксплуатационных скважин для выявления источников утечек газа; бурение контрольно-разгрузочных скважин; гидрогеологические и газогидрохимические исследования в контрольно-разгрузочных скважинах; глушение и капитальный ремонт выявленных негерметичных скважин; трассерные методы; газохимическую съемку.

3. Геологически обоснованная система выявления, дренирования и контроля техногенных газовых залежей представляет собой единое геолого-технологическое мероприятие, направленное на обеспечение безопасности и охрану окружающей среды.

4. Геолого-промысловый анализ эксплуатации системы дренирования и контроля техногенных газовых залежей показал ее высокую эффективность, благодаря которой на Совхозном ПХГ активная загазованность была ликвидирована, а остаточные ее проявления взяты под контроль.

5. Разработанная геолого-промысловая модель формирования техногенных газовых залежей на Совхозном ПХГ и Карачаганакском месторождении применима для объяснения механизмов природного перераспределения углеводородов под воздействием дизъюнктивной тектоники. Моделью природных тектонических нарушений служат дефектные скважины, по которым происходят утечки (перетоки) газа из основной залежи в надпродуктивные отложения (вертикальная миграция). По проницаемым пластам надпродуктивных отложений газ движется избирательно по законам струйной миграции. Геолого-промысловая модель позволяет оценить многие параметры, такие как объем перетекающего газа, скорости вертикальной и латеральной миграции газа, время формирования и разрушения залежей и др.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Багманова, Светлана Владимировна, Москва

1. Агишев А.П. Межпластовые перетоки газа при разработке газовых месторождений. М., «Недра», 1966,204 с.

2. Амурский Г.И., Жабреев И.П., Соловьев Н.Н., Хуснутдинов Э.Б. Формирование Даулетабад-Донмезского газового месторождения (тектонодинамическая модель геологической основы разработки). «Советская геология», № 3,1984, с. 11-21.

3. Амурский Г.И., Жабреев И.П., Соловьев Н.Н., Хуснутдинов Э.Б. Динамика сероводородного заражения Даулетабад-Донмезского газового месторождения. «Советская геология», № 10,1984, с. 11-19.

4. Берето А .Я., Грачева О.Н., Лобанова А.Н., Сахипов Ф.А., Родин В.И. Оценка герметичности пласта-покрышки при создании ПХГ в нефтяных месторождениях. Сборник научных трудов «50 лет ВНИИГАЗУ 40 лет ПХГ», - М., ВГНИИГАЗ, 1998, с 47-53.

5. Бузинов С.Н., Раабен В.Н. Подземное хранение газа. Сборник трудов ВНИИГАЗа «Геология, разработка, транспорт, хранение и переобработка природного газа». М., ВНИИЭгазпром, 1973, № 5, с 66-74.

6. Бузинов С.Н., Парфенов В.И. Подземное хранение газа в России: современное состояние, проблемы и перспективы развития. Сборник научных трудов «50 лег ВНИИГАЗУ 40 лет ПХГ», - М., ВГНИИГАЗ, 1998, с 5-16.

7. Бузинов С.Н., Михайловский А.А., Соловьев А.Н., Парфенов В.И. Щелковское подземное хранилище газа: проблемы, решения и перспективы. Обзорная информация. Серия: «Транспорт и подземное хранение газа». -М., ООО «ИРЦ Газпром», 2003, 59 с.

8. Быков И.Н., Семенов О.Г., Солдаткин Г.И., Казаков П.Е. Результаты исследований работы Калужского подземного хранилища газа. «Газовая промышленность», № 1,1971, с. 20-22.

9. Быков И.Н., Солдаткин С.Г. Мероприятия по сокращению межпластовых перетоков при эксплуатации ПХГ. Сборник научных трудов «Проблемы подземного хранения газа в СССР». М., ВНИИГАЗ, 1982, с. 57-61.

10. Временный регламент проведения промыслово-геофизических исследований на действующих подземных хранилищах газа. М., ГГК «Газпром», ПО «Союзбургаз», 1990.

11. Гергедава Ш.К., Жардецкий А.В., Полоудин Г.А. Геолого-геофизический мониторинг ПХГ. Доклады на международной конференции по подземному хранению газа. Москва, Россия, 11-15 сентября 1995 г. Секция Р. Стендовые доклады. Часть 1. М., 1995, с. 42-48.

12. Горбачев В.Ф., Гриценко А.И., Ермаков В.И., Жабреев И.П., Козлов А.Л. Поиски и возможности разработки техногенных залежей. «Геология нефти и газа», 1984, № 7, с. 21-27.

13. Гусев ЭЛ., Сорокин А.П., Мясников Ю.А., Соколова Н.Д. Методы поиска и ликвидации последствий утечек газа из Осиповичского ПХГ в вышележащие горизонты. Сборник научных трудов «Проблемы подземного хранения газа в СССР». М„ ВНИИГАЗ, 1987, с. 14-21.

14. Егурцов Н.А., Овчинников В.П., Поваров И.А., Хан С.А. Опыт эксплуатации ПХГ в неоднородных коллекторах. Обзорная информация. М., ВНИИЭгазпром, 1991, 35 с.

15. Кан Е.К., Кузин A.M., Кирин А.И. Опыт форсированной разработки Совхозного газоконденсатного месторождения. Научно-технический обзор, серия «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений», М., ВНИИЭгазпром, 1975,49 с.

16. Киселев А.И., Сергеев А.В. Технологическое проектирование и опыт сооружения подземного хранилища газа Совхозное. Научно технический обзор. Серия: «Транспорт и хранение газа». -М., ВНИИЭгазпром, 1978,40 с.

17. Комплекс геофизических и гидрохимических исследований, методика поиска и условия производства работ по определению утечек газа в скважинах ПХГ (под редакцией Пантелеева Г.Ф.). М., Мингазпром, 1984, 88 с.

18. Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений, М., «Недра», 1971,104 с.

19. Правила создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах.- М.: ВНИИГАЗ, 1994, 40 с.

20. Регламент контроля и наблюдений за созданием и эксплуатацией подземных хранилищ газа в пористых пластах. -М.: ВНИИГАЗ, 1992,21 с.

21. Севастьянов О.М., Захарова Е.Е. Техногенные газовые залежи. Тезисы докладов II международного симпозиума «Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения» 23-27 июня 1997 г Санкт-Петербург, 1997, с. 158-159.

22. Семенович В.В., Максимов С.П., Панкина Р.Г., Мехтиева B.JI., Гуриева С.М. Генезис сероводорода Даулетабад-Донмезского газового месторождения. «Геология нефти и газа», № 6,1983, с. 32-37.

23. Семенов О.Г., Солдаткин Г.И. Опыт обнаружения и ликвидации межпластовых перетоков газа при создании и эксплуатации газохранилищ в водоносных пластах. Научно-технический обзор, серия «Транспорт и хранение газа». М., ВНИИЭгазпром, 1974, 53 с.

24. Семенов. О.Г. Применение гидрогеологических методов исследований при создании и эксплуатации подземных хранилищ газа. Обзорнаяинформация, серия: «Транспорт и хранение газа». М., ВНИИЭгазпром, 1979, вып. 5, 37 с.

25. Снегирев Н.П. Заколонные газопроявления при проводке скважин на подземных хранилищах газа. Информационный сборник. Серия: «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» М., ВНИИЭгазпром, 1970, № 5, с 26-31.

26. Солдаткин Г.И., Боткилин А.И. Новые методы предотвращения утечек газа из подземных хранилищ (зарубежный опыт). Тематический научно-технический обзор. Серия: «Транспорт и подземное хранение газа» -М., ВНИИЭгазпром, 1972,39 с.

27. Солдаткин С.Г., Хаецкий Ю.Б. Анализ результатов поиска причин перетока газа на ПХГ. Экспресс-информация, серия «Транспорт и подземное хранение газа», М., ВНИИЭгазпром, 1987, с. 19-22.

28. Солдаткин С.Г. Методы контроля герметичности и эксплуатации подземных хранилищ с наличием перетока газа. Диссертация на соискание ученой степени кандидата наук. ВНИИГАЗ, М., 1999,197 с.

29. Солдаткин С.Г. Методы контроля герметичности и эксплуатации подземных хранилищ газа. Обзорная информация. Серия: «Транспорт и подземное хранение газа». М., ООО «ИРЦ Газпром», 2000, 37 с.