Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Контроль пластовых потерь и герметичности подземных хранилищ газа на основе геофизических методов и геолого-технологического моделирования
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Контроль пластовых потерь и герметичности подземных хранилищ газа на основе геофизических методов и геолого-технологического моделирования"
На правах рукописи
Исхаков Альберт Яковлевич
КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВЫХ ПОТЕРЬ И ГЕРМЕТИЧНОСТИ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА НА ОСНОВЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ И ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ
Специальность: 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук
005061815
г о июн 2013
Москва - 2013
005061815
Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ».
Научный руководитель - доктор технических наук
Люгай Дмитрий Владимирович
Официальные оппоненты: Ермолаев Александр Иосифович, доктор техни-
ческих наук, профессор, заведующий кафедрой разработки и эксплуатации газовых и газоконденсат-ных месторождений Российского Государственного Университета нефти и газа имени И.М. Губкина /РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина/;
Даниленко Виталий Никифорович, кандидат технических наук, директор Закрытого акционерного общества, Научно-производственное предприятие «Гитас» /ЗАО НПФ «ГИТАС»/;
Ведущая организация - Открытое акционерное общество Научно-произ-
водственное предприятие «Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин» /ОАО НПП «ВНИИГИС»/.
Защита диссертации состоится « » июля 2013 г. в 13 на заседании диссертационного совета Д 511.001.01 созданного на базе ООО «Газпром ВНИИГАЗ».
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка.
Отзыв на автореферат в 2-х экземплярах, с подписью составителя, заверенной печатью организации, просим направлять в адрес диссертационного совета.
Автореферат разослан «07» июня 2013 г.
Ученый секретарь диссертационного совета, д-р геол.-минерал. наук
Н.Н. Соловьев
Общая характеристика работы
Актуальность темы
Вопросы повышения достоверности контроля пластовых потерь газа и герметичности подземных хранилищ газа (ПХГ) приобретают все большее значение в связи с увеличением длительности сроков эксплуатации фонда скважин на ПХГ, растущей потребностью в объемах резервирования газа, тенденцией к нециклическим режимам эксплуатации ПХГ и возрастающими рисками увеличения неконтролируемых пластовых потерь газа.
Контроль пластовых потерь газа и герметичности подземных хранилищ газа осуществляется на основе анализа геолого-промысловой информации, значительная доля которой поступает в результате проводимых промысловых и скважинных геофизических исследований.
Основные недостатки проводимых в скважинах геофизических исследований и системы наблюдений в целом обусловлены:
• дискретным характером измерений во времени и пространстве, снижающим достоверность интерполяции и экстраполяции результатов при переходе от точек замеров к объекту в целом;
• формированием суперпозиции полей в результате наложения различных геолого-промысловых характеристик, снижающим достоверность решения обратной задачи геофизики: по полученному полю определить характер и интенсивность источника;
• затруднениями в сопоставлении результатов регулярно проводимых геофизических исследований, имеющих длительные интервалы наблюдений (геофизический контроль по скважинам), из-за изменений точности и характеристики аппаратуры, эталонировки и калибровки приборов, а также качества выполнения работ.
Поэтому дальнейшее развитие методов и технологий контроля пластовых потерь и герметичности ПХГ в пористых пластах является актуальной темой исследований.
Цель работы
Совершенствование методического и технологического обеспечения контроля герметичности ПХГ в пористых пластах на основе создания и внедрения новых методов и технологии контроля пластовых потерь газа с использованием геохимических, геофизических методов и геолого-технологического моделирования.
Основные задачи исследований:
1. Анализ и обобщение опыта эксплуатации ПХГ, особенностей и ограничений известных методов выявления, оценки пластовых потерь и контроля герметичности ПХГ.
2. Исследование геолого-технологической структуры пластовых потерь (затрат) газа в зависимости от типов ПХГ; оценка эффективности и определение ограничений в использовании аналитических и геолого-промысловых методов обнаружения, контроля и прогноза пластовых потерь газа.
3. Совершенствование методов выявления, оценки и прогноза пластовых потерь на основе комплексного анализа геофизических данных и геолого-технологического моделирования;
4. Разработка технологии контроля пластовых потерь и герметичности ПХГ, обеспечивающей повышение достоверности результатов исследований и надежности прогноза геолого-промысловых событий.
Научная новизна
Автором, на основе анализа и обобщения опыта эксплуатации ПХГ, исследованы особенности и ограничения известных методов выявления, оценки пластовых потерь и контроля герметичности ПХГ. По результатам анализа и обобщения геолого-промысловых материалов эксплуатации ПХГ ООО «Газпром ПХГ» (Колпинское, Невское, Краснодарское, Пунгинское, Гатчинское), автором обоснована геолого-технологическая структура
пластовых потерь и затрат газа, охарактеризован возможный генезис и проведена оценка их объемов в зависимости от типов ПХГ.
Впервые разработана и реализована на объектах ООО «Газпром ПХГ» технология контроля, выявления и оценки объемов потерь и затрат газа, основанная на комплексном применении геохимических, геофизических методов и результатов геолого-технологического моделирования. Комплексный характер технологии позволяет минимизировать объективные недостатки геофизических исследований, повысить достоверность и обеспечить однозначность интерпретации результатов, надежность прогноза техногенных явлений и снизить затраты на проведение необходимых исследований.
Автором разработаны и апробированы на Невском и Кирюшкинском ПХГ геофизические методы решения специальных задач обеспечения герметичности ПХГ (выявление зон трещиноватости верхней части разреза; поиск потерянного ствола скважины в интервале объекта эксплуатации и покрышки) на основе комплекса геофизических и промысловых исследований.
Основные защищаемые положения
1. Усовершенствованные аналитические методы выявления и оценки объемов пластовых потерь и затрат газа, по результатам геофизических исследований и геолого-технологического моделирования:
- метод выявления и оценки объёмов слабодренируемого газа, находящегося в низкопроницаемых коллекторах, на основе динамики коэффициента газонасыщения по многолетним данным ГИС-контроль;
- метод оценки степени достаточности системы наблюдений за эксплуатацией ПХГ геофизическими исследованиями в рамках регламентных работ по объектному мониторингу, на основе комплексного анализа промысловых данных, результатов систематических замеров ГИС-контроль и геолого-технологического моделирования.
2. Технология обнаружения, контроля и прогноза потерь газа с применением комплексов наземных геофизических методов, для условий неоднозначности решения задачи известными аналитическими и геолого-промысловыми методами, с обоснованием необходимости, этапности и стадийности проведения работ на ПХГ, позволяющая выявлять источники техногенной напряженности, ранжировать их по степени опасности и неотложности проведения мероприятий.
3. Геофизические методы решения специальных задач диагностирования состояния герметичности ПХГ (выявление зон трещиноватости верхней части разреза; поиск потерянного ствола скважины в интервале объекта эксплуатации и покрышки).
Практическая ценность и результаты реализации работы.
Практическая ценность работы состоит в обосновании и реализации на ПХГ ОАО «Газпром» (Елшано-Курдюмское, Кирюшкинское, Краснодарское, Невское, Песчано-Уметское, Пунгинское, Северо-Ставропольское) комплекса работ по выявлению, оценке и прогнозу пластовых потерь в ПХГ, обеспечивших повышение достоверности контроля их герметичности.
С использованием предложенных автором научно - технических решений составлена и реализована ООО «Газпром ПХГ» «Комплексная программа работ по выявлению источников образования техногенных скоплений газа, их разгрузки и ликвидации, а также усилению контроля за герметичностью газохранилищ на 2009-2015 гг.».
Результаты, полученные автором в диссертационной работе, реализованы в следующих научно-исследовательских работах (НИР) ООО «Газпром ВНИИГАЗ»: «Оценка состояния герметичности Краснодарского ПХГ» (2008 г.); «Рекомендации по совершенствованию эксплуатации Гатчинского ПХГ на основе геолого-технологического аудита (2008 г.); «Разработка программы герметичности Невского ПХГ» (2008 г.); «Предложения по совершенствованию технологии эксплуатации Совхозного ПХГ» (2008 г.); «Анализ
результатов отбора газа в сезоне 2007 - 2008 гг. и предложение по эксплуатации Краснодарского ПХГ в период закачки газа 2008 г.» (2008 г.); «Оценка герметичности Гатчинского ПХГ» (2009 г.); «Геолого-технологическая модель Инчукалнского ПХГ (2009 г.); «Повышение эффективности эксплуатации Калужского, Увязовского, Гатчинского ПХГ на основе геолого-технологических моделей» (2010 г.); «Повышение эффективности эксплуатации Кущевского, Щелковского, Пунгинского ПХГ на основе геолого-технологических моделей» (2010 г.); а также в отчетах по авторскому надзору за эксплуатацией Невского, Пунгинского, Гатчинского, Увязовского, Краснодарского, Кущевского, Касимовского ПХГ за период 2008-2012 гг.
Апробация работы.
Основные результаты диссертационной работы доложены автором и обсуждены на заседаниях секции Ученого совета ООО «Газпром ВНИИГАЗ», заседаниях Комиссии по обеспечению герметичности эксплуатации ПХГ (протокол № 03-133 от 26.01.2010, протокол № 3 от 11.03.2010, протокол 37-ПХГ/2010, протокол 78ПХГ/2011), совещаниях по обеспечению промышленной безопасности эксплуатации ПХГ (2009 - 2011 гг.), заседаниях секции по подземным хранилищам газа Комиссии газовой промышленности по разработке месторождений и использованию недр (протоколы №№ 63-К-ПХГ/2004, 23-К-ПХГ/2005, 59-К-ПХГ/2006, 28-К-ПХГ/2007, 67-К-ПХГ/2007, 24-К-ПХГ/2008, 72-К-ПХГ/2008, 62-К-ПХГ/2009, 32-К-ПХГ/2010, 37-К-ПХГ/ 2010), заседаниях научно-технического совета ООО «Газпром ПХГ» (2009 - 2011 гг.).
Полученные автором результаты исследований, реализованные в НИР ООО «Газпром ВНИИГАЗ», были отмечены Комиссией газовой промышленности по разработке месторождений и использованию недр ОАО «Газпром» (п. 3.16 протокола № 37 от 19.06.2010): «... технология контроля пластовых потерь и герметичности ПХГ на основе геологических методов и геолого-технологического моделирования успешно апробирована на ряде объектов ПХГ ОАО «Газпром» и представляет научный и практический интерес для ее дальнейшего внедрения на подземных хранилищах в пористых пластах в рамках работ по авторскому надзору за эксплуатацией ПХГ и при реализации специальных программ по контролю за герметичностью хранилищ».
Основные результаты диссертационной работы были доложены автором на российских и международных научных конференциях в 2008-2011 гг.
Публикации
Основное содержание диссертационной работы изложено автором в 13 публикациях, в том числе 7 в журналах, входящих в «Перечень рецензируемых научных журналов и изданий» ВАК Минобрнауки РФ.
Объем и структура работы
Диссертация состоит из введения, 3 глав, заключения и списка литературы из 68 наименований. Работа изложена на 120 страницах, содержит 58 рисунков и 22 таблицы.
Автор выражает глубокую признательность своему научному руководителю д-ру техн. наук Д.В. Люгаю за выбор направления исследований, обсуждение задач и результатов исследований, ценные советы и предложения в ходе выполнения работы. Автор также признателен за ценные советы в ходе обсуждения результатов диссертационной работы проф., д-ру техн. наук|С.Н. Бузинову], д-ру техн. наук Михайловскому A.A., канд. техн. наук С.А. Хану, канд. геол.-минерал. наук А.П. Зубареву, А.Е. Арутюнову, В.И. Шамшину, Р.Г. Темиргалееву. Автор выражает признательность сотрудникам геологических служб управлений ПХГ ООО «Газпром ПХГ» за помощь в сборе материалов, а также своим коллегам из Центра ПХГ ООО «Газпром ВНИИГАЗ».
Содержание работы
Во введении раскрыта актуальность темы диссертационной работы, сформулирована цель работы и основные задачи исследований, научная новизна, защищаемые положения и практическая значимость проведенных автором исследований.
В первой главе приведены результаты анализа и обобщения автором опыта эксплуатации отечественных и зарубежных ПХГ, особенностей и ограничений известных методов выявления, оценки пластовых потерь и контроля герметичности ПХГ.
Изучению проблем повышения эффективности оценки пластовых потерь и контроля герметичности ПХГ посвящены труды: С.Н. Бузинова, A.A. Михайловского, А.Е. Арутюнова, С.А. Хана, А.П. Зубарева, Л.А. Шульковой, Г.Н. Рубана. Следует особо отметить работы А.А.Михайловского, в которых детально рассмотрены понятия потерь газа, разработаны прямые методы их определения. В предшествующем периоде вниманию герметичности ПХГ уделялось также значительное внимание. Следует отметить работы А.П. Агишева по выявлению межпластовых перетоков газа с помощью гидрогеохимических исследований; А.И. Боткилина по анализу характера утечек из гдовского песчаника в брекчию на Калужском ПХГ; О.Г. Семенова и Г.И. Солдаткина в области обнаружения и ликвидации межпластовых перетоков газа при создании и эксплуатации ПХГ в водоносных пластах; O.A. Черемисинова в части обоснования промыслово-геохимических методов контроля за герметичностью ПХГ; П. Барнетта в подходах по расчету утечек газа из ПХГ в водоносных пластах и многих других исследователей.
В главе приведены результаты анализа действующих в Российской Федерации и ОАО «Газпром» нормативных и регламентных документов в области контроля пластовых потерь и герметичности ПХГ, с характеристикой регламентируемых параметров. Определены области задач контроля герметичности ПХГ, не охваченные в настоящий момент нормативными и регламентными документами.
Анализ действующих в Российской Федерации и ОАО «Газпром» нормативных и регламентных документов показал, что вопросам пластовых потерь и герметичной эксплуатации ПХГ уделяется значительное внимание. Регламентируемые параметры в области контроля пластовых потерь и герметичной эксплуатации ПХГ обеспечиваются организациями недропользователями, контролируются авторским надзором в рамках объектного мониторинга, экспертируются организациями, осуществляющими контроль промышленной безопасности, и другими контролирующими органами.
Контроль герметичности ПХГ регламентируется в программах объектного мониторинга за эксплуатацией хранилищ, а также, при необходимости, специальными программами герметичности хранилищ. Методические подходы включают проведение комплекса промыслово-геофизических и аналитических работ. Промыслово-геофизические исследования в общем случае предусматривают обширный комплекс работ, среди которого можно выделить:
визуальная оценка состояния герметичности ПХГ; учет объемов закачанного и отобранного газа;
контроль уровней и давлений по скважинам (трубное, затрубное, межколонное); контроль наличия заколонных перетоков, наличия и динамики заколонных скоплений газа;
скважинный газогидрогеохимический контроль по законтурным наблюдательным и контрольным скважинам; - контроль динамики газо-водяного контакта;
площадной геохимический наземный мониторинг и мониторинг приустьевых площадок скважин.
В случае реализации специальных программ привлекаются дополнительные методы, включая расширенный геофизический комплекс, применение трассерных исследований, и др.
Аналитические методы в обязательном составе включают:
оценку динамики газонасыщенного порового объема (на балансовых, сеточных, или трехмерных моделях);
анализ гистерезисных диаграмм (зависимости приведенного давления от объема газа в пласте);
расчет объема газа в пласте балансовым и объемным методами и сопоставление с учетными объемами;
анализ и обобщение результатов промыслово-геофизических исследований, комплексная оценка состояния герметичности хранилища, установление возможных причин и источников негерметичности технического, технологического и геологического характера, разработка рекомендаций по их ликвидации.
Следует отметить, что погрешность расчетов объема газа в пласте балансовыми и объемными методами, в зависимости от конкретных характеристик объекта, может достигать 20 % от общего объема газа. В этой связи, для повышения точности оценок, и выявления устойчивого тренда, необходимо сопоставление работ за период минимум 3-5 циклов эксплуатации ПХГ.
В настоящее время, учитывая тенденцию к нециклической эксплуатации ПХГ, и, как следствие, различия технологических режимов эксплуатации, такая сопоставимость более затруднена и вызывает необходимость совершенствования методик оценок объемов газа в пласте коллекторе.
Оценка газонасыщения контрольных горизонтов усложняется наличием скважин с многоколонной конструкцией, в результате чего пластовое насыщение находится за пределами чувствительности нейтронного каротажа.
Таким образом, действующие нормативные и регламентные документы в области контроля пластовых потерь и герметичности ПХГ обеспечивают нормативную основу для безопасной эксплуатации ПХГ. Вместе с тем, изменяющиеся условия эксплуатации ПХГ, старение фонда скважин, возрастающие экологические требования, обуславливают целесообразность дальнейшего развития в части рекомендаций по применению методических подходов и технологий работ в области решений конкретных геолого-технологических и технических задач контроля герметичности ПХГ в зависимости от горногеологических и промысловых характеристик.
В диссертационной работе автором предложены методические подходы комплексного рассмотрения этих задач с целью дальнейшего развития методического и технологического обеспечения контроля герметичности ПХГ в пористых пластах.
Во второй главе автором проанализированы причины потерь и затрат газа в зависимости от горно-геологических условий ПХГ; разработаны методы:
выявления и оценки объемов слабодренируемого газа, находящегося в низкопроницаемых коллекторах;
контроля газонасыщенного порового объема и оценки пластовых потерь в опасных направлениях растеканий газа в зонах отсутствия скважин, путем сопоставления расчетных и учетных объемов газа, посредством оценки конфигурации газоводяного контакта, на основе комплексного анализа промысловых данных, результатов систематических замеров ГИС-контроль и геолого-технологического моделирования.
С целью разделения понятий потерь и затрат газа для организации их контроля при работе ПХГ, автором приведено определение рассматриваемых понятий.
В диссертационной работе предложено выделять и учитывать следующие виды потерь газа, подлежащие контролю в процессе эксплуатации и ликвидации ПХГ;
• потери в процессе эксплуатации ПХГ - безвозвратное снижение общего объема газа в пластах хранилища, отбор газа из которых предусмотрен схемой эксплуатации, по отношению к учетному объему газа;
• потери при ликвидации ПХГ - накопленные потери в процессе эксплуатации ПХГ, а также, кроме того, объемы остаточного газа, извлечение которых технологически невозможно, или экономически нерентабельно на момент ликвидации ПХГ.
Относительно затрат газа, которые определяются и предусматриваются при составлении технологического проекта создания и эксплугации ПХГ, следует принимать во внимание практику их представления в виде обоснования необходимого объема буферного газа. При этом, как показывает опыт создания и эксплуатации отечественных и зарубежных ПХГ, возможен вывод из дренирования дополнительных объемов газа (долговременный или периодический - в зависимости от геологических или технологических причин), не предусмотренных технологическим проектом. В связи с этим, в диссертационной работе автором предлагается разделить рассматриваемые затраты газа следующим образом:
• дополнительные долговременные затраты газа - доля общего объема газа, не входящая в проектный буферный объем газа, которая не может быть отобрана в процессе циклической эксплуатации при соблюдении условий технологической схемы;
• дополнительные периодические затраты газа - доля общего объема газа, не входящая в проектный буферный объем газа, которая не может быть отобрана в данном конкретном цикле эксплуатации по причине нарушения условий технологической схемы, но может быть отобрана в последующих циклах эксплуатации.
В диссертационной работе приведены результаты анализа и систематизации структуры возможных потерь и затрат газа в зависимости от геологических особенностей объектов ПХГ:
■ потери и затраты газа в зависимости от характера залежи, раздельно для типов ПХГ, созданных в водоносном пласте и в истощенных газовых месторождениях с проявлением водонапорного режима; в газовых месторождениях без проявления водонапорного режима;
■ потери газа, в зависимости от характера ловушки, раздельно для типов ПХГ, созданных в антиклинальных ловушках; в тектонически экранированных ловушках; в литологических экранированных ловушках; в пологозалегающих пластах.
■ затраты газа, в зависимости от пористости пласта коллектора, для различных диапазонов пористости объекта эксплуатации.
Каждый элемент структуры потерь и затрат газа выявлялся на основе анализа эксплуатации конкретных объектов ПХГ соответствующего типа.
В диссертационной работе приведены результаты количественной оценки для выделенных типов ПХГ потерь и затрат газа, полученные на основе использования разработанных автором соответствующих методов выявления, оценки и контроля потерь и затрат газа. Методы предусматривают совместное использование геофизической информации и результатов геолого-технологического моделирования ПХГ.
Структура возможных потерь и затрат газа в зависимости от характера залежи. Для ПХГ созданных в водоносных пластах или в истощенных газовых месторождениях (с проявлением водонапорного режима), потери и затраты газа рассмотрены на фактическом примере ликвидации Колпинского ПХГ.
Колпинское ПХГ было создано в водоносной структуре и, после 26 лет эксплуатации дегазировано.
На основе анализа фактического материала и сопоставления с проведенными теоретическими расчетами автором выявлено, что объем растворенного и диффундированного газа для Колпинского ПХГ за 26 лет эксплуатации составил -10 % от максимального объема газа в хранилище. Доля адсорбированного газа незначительна, его объем составил 0,05 %. Основной остаточный объем газа (до 20 % от максимального объема газа в хранилище), представлен диспергированным газом переходной зоны.
На данном примере подтверждено, что для созданного в водоносном пласте ПХГ, пластовые потери газа в процессе эксплуатации определяются частичным растворением газа в приконтурных и подошвенных водах, адсорбированием, дисперсией с образованием зон смешанного насыщения. Дополнительные долговременные затраты могут быть
представлены газом, насытившим низкопроницаемый коллелктор и не вовлеченным в процесс циклической эксплуатации. Потери газа при ликвидации ПХГ представлены накопленными циклическими потерями, а также объемом газа в маломощных низкопроницаемых или дисперсных залежах, добыча которого технологически невозможна, и/или не является экономически рентабельной. Неизвлекаемые запасы при ликвидации ПХГ определяются конкретными геолого-технологическими и экономическими характеристиками объекта.
Таким образом, накопленные потери газа при ликвидации ПХГ, созданного в водоносном пласте, могут составлять до 30 % от максимального общего объема газа.
Для ПХГ, созданных в месторождениях (без проявления водонапорного режима) пластовые потери, долговременные и периодические затраты газа, отсутствуют. Неизвлекаемые запасы газа (исключая потери по техническим причинам) в случае ликвидации такого хранилища определяются технологически допустимым и экономически рентабельным минимальным давлением на пласт. Если пласт сложен устойчивыми породами, не склонными к разрушению, в идеальном случае возможно извлечение газа до тех пор, пока пластовое давление в зоне скважин не станет равновесным атмосферному давлению с учетом веса столба газа в скважине. Технико-технологические и экономические характеристики (например, целесообразность использования ДКС) накладывают ограничения на извлекаемый объем газа, определяя, соответственно, неизвлекаемые запасы при ликвидации ПХГ как газ, добыча которого не является на этот момент рентабельной.
Структура возможных потерь газа в зависимости от характера ловушки. Для
хранилищ, созданных в антиклинальных ловушках, потери газа определяются возможностью ухода газа за замыкающую изогипсу. Для ПХГ газонасыщенный поровый объем (ГПО) имеет довольно сложную конфигурацию, которая обуславливается пространственным распределением фильтрационных свойств, эксплуатационными параметрами и осложняющими структурными особенностями в кровле структуры объекта хранения.
Газо-водянон контакт (ГВК) является сложной поверхностью и имеет меняющуюся форму в периоды закачки и отборов. Поверхность контакта в плане при эксплуатации ПХГ не является плоскостью и обусловлена сложной функцией распределения пластового давления, фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и структурных отметок. Циклический характер эксплуатации ПХГ сопровождается депрессиями и репрессиями в значительном диапазоне давлений, что усиливает значимость распределения ФЕС в формировании ГПО.
Регламентные геофизические исследования в рамках ГИС-контроля за эксплуатацией ПХГ, решают, в частности, задачу контроля ухода газа за замыкающую изогипсу. Важным параметром является степень адекватности системы наблюдений и достаточности объемов ГИС для решения указанной задачи. Для оценки отличия фактической конфигурации газонасыщенного объема от принятой по результатам исследований скважин, и с целью решения вопроса об адекватности системы наблюдений и объемов ГИС, автором предложена методика, основанная на систематическом сравнении величин ГПО:
■ на основе гидродинамического моделирования ПХГ, вычисляя теоретическое значение ГПО, которое должно быть при закачке учетного объема газа в пластовых условиях;
■ объемным методом с применением геологической модели на основе фактических результатов геофизического контроля эксплуатации за соответствующий период.
Расчеты проводятся по нескольким периодам одного сезона с учетом фактических данных ГИС-контроля и распределения давления. На каждый период строятся карты фактической поверхности ГВК, карты положения контактов (рисунки 1-2), рассчитывается газонасыщенный поровый объем.
Сопоставление полученных результатов позволяет оценить расхождение величин ГПО, обусловленное различными причинами, в том числе представлением о форме ГВК, которое
было заложено в геологическую модель на основании фактических замеров ГИС. Оценка динамики расхождения величин ГПО позволяет сделать важные выводы.
В диссертационной работе приведены результаты использования предложенной автором методики на примере Краснодарского ПХГ (сезон закачки газа 2008 г.), на основе которых установлено следующее (таблица 1). На начальные периоды закачки прирост газонасыщенного порового объема, расчитанный по учетным данным на основе гидродинамической модели, на 9% меньше чем определяемый по геофизическим данным. Это связано с опережающим продвижением языков газа (в том числе в зоны, контролируемые скважинами) и более сложной формой поверхности контакта, чем принимается по аппроксимированному контуру ГВК (обводненных зон в пределах ГВК больше чем учтено в объемном методе по результатам ГИС).
*
Рисунок 1. Карты поверхности ГВК на апрель, июнь, октябрь 2008 г.
Апрель 08
Июнь 0В
._ #;
Рисунок 2. Положение ГВК на апрель, июнь и октябрь 2008 г. в трехмерной
проекции.
Таблица 1. Краснодарское ПХГ. Динамика прироста ГПО по геофизическим данным и по гидродинамическому моделированию на основе балансового учета_
Дата Прирост ГПО в пластовых условиях, с 10.04.2008 по 10.10.2008, млн. м3 Расхождение прироста по геофизическим данным и по балансовому учету
геофизические данные баланс Значение, млн.м.куб. процент
10.06.2008 3,93 3,6 -0,33 -9
10.10.2008 5,49 6,2 +0,7 +11
На период окончания закачки наблюдается противоположная картина: Рассчитанный на основе гидродинамической модели по учетным данным газонасыщенный поровый объем на 11 % больше, чем определяемый по результатам моделирования на основе геофизических данных. То есть часть газа находится за пределами принимаемого по скважинным данным контура ГВК.
То обстоятельство, что расчетная по учетным данным и смоделированная по результатам геофизических наблюдений динамика ГПО меняет знак и практически совпадает, и не проявляется выраженная тенденция к снижению максимальных давлений из года в год на тот же объем газа в пласте, позволяет сделать вывод об отсутствии потерь газа.
Кроме того, возможно сделать следующие важные выводы по полноте контроля за работой хранилища:
вывод об адекватности системы наблюдений и достаточности объёмов геофизических исследований, проводимых в рамках регламентных работ с целью контроля эксплуатации ПХГ;
вывод об адекватности созданной геологической модели хранилища.
Таким образом, объем геофизических исследований, выполненных по спецпрограмме, показал корректность геологических представлений об объекте, что заложено в геологическую и гидродинамическую модель. Также можно констатировать, что регламентированный объем ГИС и плотность системы наблюдений достаточны для решения задач контроля за распространением газовой залежи.
Таким образом, методика решения вопроса об адекватности системы наблюдений за контролем эксплуатации ПХГ заключается в следующем. Разрабатывается и реализуется специальная программа дополнительных геофизических исследований по утверждённой системе наблюдений, в сезоне закачки, или отбора. На основе геофизических данных на каждый период замеров выполняются расчёты ГПО объёмным методом на геологической модели. Вычисляется разница изменения ГПО от начального замера. Аналогичные расчёты проводятся на гидродинамической модели, но основываясь на учётных данных объёмов закачанного, или отобранного газа. Производится сравнительное сопоставление динамики ГПО, рассчитанного по обоим методам. В случае близких результатов и отсутствия систематического тренда, возможно сделать вывод об адекватности контроля распространения газовой залежи в пласте коллекторе. Предложенную методику целесообразно выполнять единожды для принятой схемы эксплуатации ПХГ, и повторять при изменении параметров эксплуатации, или технологических показателей ПХГ.
Если в динамике ГПО расхождения значительны и имеют однонаправленный характер, необходимо принимать меры по выявлению и контролю новых опасных направлений растекания газа.
Задача оценки возможности ухода газа за замыкающую изогипсу при эксплуатации хранилища в режиме, отличающемся от проектного, решается на основе постоянно действующей геолого-технологической модели. Так, для Касимовского ПХГ выполнены расчеты по оценке возможности эксплуатации хранилища с объемами отбора 7 млрд.м.куб., что меньше проектного, и увеличения объемов отборов до 11 млрд. мЗ газа (при условии ввода 44 новых дополнительных скважин). Рассматривалось влияние различных объемов
отборов на растекание залежи и риски ухода газа за замыкающую изогипсу. По результатам расчетов установлено, что при длительной эксплуатации хранилища с объемом отбора меньше проектного, происходит растекание залежи. В связи с теплыми зимами в последние годы из ПХГ фактически отбирается объем газа существенно меньше, чем проектный. Эксплуатация хранилища в таком режиме приводит к снижению пластового даквления, сокращению «полки» максимальной суточной производительности и росту ГПО. По результатам расчетов, при эксплуатации с отборами 7 млрд.м.куб. ГПО вырастет на 10% (рисунок 3). Возникает опасное направление растекания, на 4-5 год возникает риск ухода газа в районе осложняющего купола (рисунок 4).
На рисунке 5 представлена расчетная динамика объема газа в пласте при циклической эксплуатации ПХГ с отбором 11 млрд м3. Как показывают расчеты, ГПО залежи сокращается, особенно резкое сокращение происходит в первые циклы эксплуатации ПХГ. Через 8 лет эксплуатации ПХГ максимальный ГПО составляет 185 млн м3, что соответствует ГПО в 2008 г., когда была произведена закачка долгосрочного резерва. При расчетном режиме эксплуатации ПХГ в результате сокращения ГПО повышается давление в газовой залежи.
сог-ооа>0'<-с\|со"3-юсокоо
ООООт-ТГт-т--*-т— т— т- т~
ооооо°ооооооо СМС\|С\|СЧСМ<^!М<МСМС\|СЧ|С\|С\1
ООООООООООООО
оогоа>а525ооооооо6|^г^?^ ч-ч-ооооооооооо
Объем газа - факт ---Объем газа - прогноз
-ГПО-факт ---ГПО-прогноз
27000
25000
г
><23000
X
£ 21000
Р
о
га с 19000
с
о
га 17000
го
£ 0) 15000
ю
О
13000
ю
205 £ г с
200 | <и ё
195 "8
>5
190 % о. о
185 ,1 3 х
180 | 3
175 я х о о
170 ™
Рисунок 3. Касимовское ПХГ. Динамика объема газа в пласте и ГПО при отборе 7 млрд.м.куб. в течение нескольких лет.
Рисунок 4. Касимовское ПХГ. Расчетное распределение газонасыщенности на пятый год эксплуатации с отбором 7 млрд.м.куб.
Через 8 лет эксплуатации ПХГ максимальное давление в конце сезона закачки повышается на 5 кгс/см2. При этом, минимизируются риски ухода газа за замыкающую изогипсу в опасных направлениях растекания. Газонасыщенность в осложняющем куполе снижается до остаточного уровня.
Рисунок 5. Касимовское ПХГ. Динамика объема газа в пласте и ГПО при отборе 11 млрд.м.куб. в течение нескольких лет.
Таким образом, расчеты, проведенные на ПДГТМ позволили установить появление опасных направлений растекания газа при эксплуатации ПХГ с отборами ниже проектных, разработать режимы эксплуатации при которых обеспечивается стабильная и безопасная работа хранилища.
Для хранилищ, созданных в тектонически-экранированных ловушках, возможная структура потерь газа рассмотрена на примере Невского ПХГ, созданного в водоносном пласте поднятого блока. Геолого-технологическое моделирование и комплексный анализ геофизических исследований и промысловых данных по скважинам опущенного и поднятого тектонических блоков показал сложный характер гидродинамической связи этих блоков. На основе фазового отставания реакции скважин, размещенных за разломом, и сопоставления амплитуд давления в опущенном и поднятом блоках, установлена проницаемость нарушения по подстилающей газовую залежь водоносной зоне. При этом, на удалении от разлома 1 данная зона не является коллектором. Выявлено, что оттеснение подошвенной воды из поднятого блока, где расположен объект эксплуатации, в опущенный блок происходит нерегулярно, при достижении достаточно высокого пластового давления и высоких темпах закачки. В этом случае латеральное оттеснение воды в поднятом блоке не успевает обеспечивать высвобождение газонасыщенного порового объема требуемыми темпами. Такой тип сообщаемости блоков охарактеризован как переток по дезинтегрированной зоне. Геологическое моделирование выявило интервалы примыкания вышезалегающих коллекторов опущенного блока к объекту эксплуатации поднятого блока, а также интервалы, в которых коллектор опущенного блока соединяет между собой через разлом два примыкающих коллектора поднятого блока (рисунок 6). Такие случаи названы в диссертационной работе как переток примыкания и транзитный переток.
Таким образом, выявлена потенциальная (при нарушении режима эксплуатации) сообщаемость тектонических блоков по 3 типам перетока: по дезинтегрированной зоне; по перетоку примыкания; по транзитному перетоку. Выявленные потенциальные направления распространения пластового флюида обуславливают порядок организации объектного мониторинга по контролю пластовых потерь и герметичности на подобных объектах.
Рисунок 6. Невское ПХГ. Возможные пути перетока газа через опущенный блок.
Хранилища, созданные в литологически экранированных ловушках, на территории России отсутствуют. Отмечаются лишь локально развитые литологические экраны, не ограничивающие полностью ловушку. Предельным случаем литологически экранированной ловушки является хранилище, созданное в кавернах в каменной соли.
Хранилища, созданные в водоносных пологозачегающих пластах, имеют структуру потерь газа, охватывающую многие из рассмотренных выше случаев: безвозвратные потери, связанные с адсорбцией, растворением и диффузией газа; потери, связанные с диспергированным газом в переходной зоне; возможные потери, связанные с растеканием залежи и образованием тонких языков газа, экономически нерентабельных к эксплуатации; потери связанные с возможными зонами опесчанивания покрышки; возвратные потери, обусловленные выводом части газа из дренируемого объема.
Наиболее ярким примером такого хранилища является Гатчинское ПХГ. Проведенный автором анализ динамики давлений в сопоставлении с учетными объемами газа, динамики ГПО и коэффициента газонасыщения по результатам многолетнего геофизического контроля, а также результаты выполненных расчетов (на основе формулы С.Н.Бузинова -А.А.Михайловского), позволили оценить объем ежегодного недоотбора газа на уровне 0,6 % от общего объема газа. Полученные автором результаты учтены ООО «Газпром ВНИИГАЗ» при осуществлении авторского надзора за эксплуатацией хранилищ с аналогичными характеристиками. Так, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» были обоснованы ежегодные пластовые потери по ПХГ Акыртобе АО «Интергаз Центральная Азия», утвержденные в 2012 г. Агенством по регулированию естественных монополий Республики Казахстан.
Таким образом, затраты (и возможные потери) газа в хранилищах в пологозалегающих водоносных пластах наиболее значительны и определяются, в основном, сложной формой газонасыщенного объема и большой площадью газоводяного контакта, что приводит к значительным объемам растворенного и диффундирующего газа.
В диссертационной работе показано, что в зависимости от типа пористости пласта-коллектора возможны затраты, но не потери газа. Структура возможных затрат газа, вызванных типом пористости пласта-коллектора, рассмотрена на примере Краснодарского и Невского ПХГ.
В коллекторах с матричной пористостью в той или иной степени присутствует пограничная зона, которая характеризуется определенной пористостью и низким значением проницаемости. Фактором, определяющим производительность ПХГ, является проницаемость. Степень вовлечения низкопроницаемых объемов пласта в дренируемую область зависит от ряда геолого-технологических параметров, в том числе количества скважин и способа вскрытия пласта, темпов закачки и отбора. Пласт с одинаковой проницаемостью может в одном хранилище быть вовлечен в процесс циклической эксплуатации, на другом объекте просто содержать в себе буферный газ, не работающий в цикле. В этой связи, определение «затраты газа» использовано автором для того, чтобы подчеркнуть, что этот газ остается в пласте и не является потерянным. Данный объем газа следует рассматривать как составную часть буферного газа, если объем низкопроницаемого коллектора учтен технологическим проектом. В случае же неточности в оценке объема низкопроницаемого коллектора, когда насыщающий газ не может быть отобран в процессе циклической эксплуатации ПХГ при полном соблюдении условий технологического проекта, этот объем газа следует относить к дополнительным долговременным затратам.
Для оценки объемов затрат газа автором разработан метод статистического анализа дисперсии коэффициента газонасыщения по скважинам, за многолетний период, в зависимости от коллекторских свойств пород, вскрываемых скважинами (рисунок 7).
Метод реализуется на основе геологической модели объета, по результатам геофизического контроля эксплуатации. Метод включает определение граничных значений проницаемости, при которых на данном объекте не происходит циклической фильтрации газа, и значения проницаемости, при котором не происходит насыщение пласта газом (граница коллектор - неколлектор).
Низкая степень дисперсии коэффициента газонасыщения в периоды после закачек и отборов газа указывает на слабое вовлечение данной зоны пласта в процесс циклической эксплуатации. Проведенное исследование статистических данных материалов ГИС-контроль показало, что такие зоны с малой дисперсией газонасыщения, соответствуют низкопроницаемым разностям пласта коллектора. На основе полученных значений, с учетом распределения коэффициента газонасыщения и текущего положения ГВК, определяются слабодренируемые объемы газа, не вовлеченные в циклическую эксплуатацию.
230.00 у 220.00 -210.00 -200.00 -190.00 -180.00 -170.00 -160.00 -150.00 -а 140.00 -о 130.00 -| 120.00 --§. 110.00 -| 100.00 -с 90.00 -80.00 -70.00 - -60.00 -50.00 -40.00 -30.00 -20.00 10.00 -0.00 -1
Рисунок 7. Зависимость дисперсии газонасыщенности от коэффициента проницаемости.
На примере Краснодарского ПХГ установлено, что коллектор, не вовлеченный в процесс циклической эксплуатации, имеет пористость менее 16 %. Граничное значение коллектор - неколлектор составляет 14,6 %. Таким образом, коллектора с пористостью от 14,6 до 16 % содержат буферный газ, не работающий в процессе циклической эксплуатации. Объем такого газа составил 5% от общего объема газа в хранилище (10 % от объема буферного газа).
Для хранилищ, в которых резко выражена граница коллектор-неколлектор и отсутствуют низкопроницаемые области коллекторов, объем нерабочего газа при прочих равных условиях, будет, соответственно, меньше.
Таким образом, тип коллектора определяет возможные дополнительные долговременные затраты газа при эксплуатации ПХГ, которые не являются потерями газа.
В главе обобщены причины затрат и потерь газа, результаты приведены в таблице 2.
1 1
у - 1 Е-07х5 - ЗЕ-05Х4 + 0.0035Х3 - 0.1 268х2 + 2.4274х + 3.049
•
1-
У*
/ *
____у" ♦
10 100 1000 Дисперсия газонасыщенности
Таблица 2 Обобщение сходных структур потерь и затрат в зависимости от выявленных типов и геолого-промысловых особенностей хранилищ
Причины возникновения потерь или затрат газа Тип выведенных из эксплуатации объемов газа(потери, или затраты) Определяющие характеристики хранилища Рекомендуемые методики для выявления и контроля
1 2 3 4
Образование газонасыщенных зон, которые не участвуют в циклической эксплуатации ПХГ, но могут быть отобраны при ликвидации хранилища Долговременные затраты, фактически входят в структуру буферного газа. Объем определяется конкретными геолого-техническими условиями. На примере Краснодарского ПХГ -5 % от общего объема газа, или 10 % от буферного объема Для всех типов хранилищ На основе многолетних материалов ГИС-контроль с применением геологической модели. Рекомендуется уточнять ежегодно после каждого цикла геофизических исследований контроля за эксплуатацией
Защемление целиков газа Периодические затраты, входят в структуру активного газа. Объем за цикл определяется конкретными геолого-техническими условиями. На примере Краснодарского ПХГ -0-15 % от общего объема газа, или до 25 % от активного объема Для всех типов хранилищ кроме ПХГ, созданных в газовых месторождениях без проявления водонапорного режима Метод касательных -графическая модификация метода материального баланса, рекомендуется проводить в конце отбора с шагом 20% от объема отобранного за сезон газа
Растворение газа в воде, диффузионный перенос, образование дисперсных зон Потери при эксплуатации. Накопленные потери при ликвидации составляют порядка 30% для ПХГ в антиклинальных ловушках, до 50% в пологозале-гающих ловушках Для ПХГ, созданных в водоносных пластах, особенно характерно для пологозалегающих залежей, в меньшей степени для ПХГ в истощенных месторождениях, с проявлением водонапорного режима Метод контроля ГПО сопоставлением прироста расчетных и учетных объемов газа на основе геофизического контроля эксплуатации с применением геологической модели. Рекомендуется проводить после каждого цикла отбора
Растекание газа за пределы замыкающей изо гипсы ловушки Потери, если не образуется техногенная залежь рентабельная к эксплуатации. Для ПХГ в водоносных пластах, особенно характерно для пологозалегающих залежей, в меньшей степени для ПХГ в истощенных месторождениях с проявлением водонапорного режима
Переток газа за пределы ПХГ через разрывные нарушения Потери, если не образуется техногенная залежь рентабельная к эксплуатации. Для ПХГ в водоносных пластах в тектонически-экраниро ванных ловушках Установление потенциально опасных зон на основе геологической модели, контроль по динамике давлений, результатам гидрохимических исследований
1 2 3 4
Вертикальный переток газа в зонах опесчанивания покрышки над объектом хранения Потери, если не образуется техногенная залежь рентабельная к эксплуатации Для ПХГ, проектируемых в водоносных пластах На этапе разведки -гидро проел уш и ван не, петрофизическин анализ керна покрышки, региональный литолого-фациальный анализ
В третьей главе автором рассмотрены применяемые на ПХГ технологии обнаружения, контроля и прогноза потерь газа с использованием известных геофизических методов исследований. Рассмотрены возможности и ограничения применяемых геофизических методов исследований, в том числе с учетом суперпозиции геофизических полей. Обоснованы методические подходы и последовательность решения задач контроля герметичности ПХГ.
Как правило, определение газонасыщения в надпродуктивных горизонтах на основе исследований в скважинах осложнено тем, что скважины в верхних частях разреза имеют многоколонную конструкцию (в некоторых случаях - до 4 колонн). Поэтому получаемые промыслово-геофизическими методами (глубина проникновения которых не превышает 0,4 м от скважины) результаты являются малоинформативными при контроле газонасыщения надпродуктивных горизонтов. Сеть контрольных скважин на ПХГ, перфорированных на верхние горизонты, в общем случае достаточно разреженная, что также создает трудности в достоверном определении газонасыщения верхних пластов.
В случае относительно редкого расположения наблюдательных скважин на ПХГ и неоднозначного определения аналитическими методами (на основе промысловых данных) газонасыщенной зоны, целесообразно дополнительное применение комплексов геофизических исследований, осуществляемых с поверхности (в дальнейшем будем называть их наземными методами). Такое комплексирование методов представляется экономически более выгодным по сравнению с дополнительным бурением на контрольные горизонты.
Условием применения наземных методов является факт наличия потерь газа и неудовлетворительного состояния герметичности хранилища, который устанавливается по прямым и косвенным признакам.
К прямым признакам следует относить:
• визуально наблюдаемые газопроявления на дневной поверхности (грифоны, фонтанирование газа);
• предельно-технологические и более высокие газогеохимические аномалии по газу хранения на дневной поверхности (в соответствии с ГОСТ 12.01.044-84:5542-87);
• газопроявления и аномалии газового каротажа при бурении во время проходки контрольных горизонтов;
• наличие межколонных давлений с дебитом постоянного притока на скважинах, имеющих башмак внешней колонны в интервале контрольного горизонта;
• избыточные давления в контрольных скважинах;
• наличие газа хранения в водах контрольных горизонтов по результатам газогидрогеохимического опробования;
• наличие нарастающего разбаланса газа в объекте эксплуатации.
К косвенным признакам следует относить:
• наличие наземных аномалий геофизических полей, которые могут свидетельствовать о техногенном газонасыщении пластов коллекторов;
• наличие скважинных геофизических аномалий, свидетельствующих о возможных перетоках и заколонных скоплениях газа;
• рост уровней по контрольным скважинам и наблюдательным скважинам, расположенным в водяной зоне, увеличение содержания углекислого газа в пробах воды из этих горизонтов.
Решение задачи по обеспечению герметичности ПХГ предполагает следующую этапность.
1. Определение геолого-промысловыми методами наличия потерь газа из объекта хранения.
2. Выявление и пространственная локализация техногенной залежи образовавшейся за пределами ловушки в горизонте объекта эксплуатации, либо в вышележащих горизонтах, оценка ее объемов промыслово-геофизическими методами.
3. Установление причин и путей миграции газа, определение возможных зон разгрузки.
4. Разработка мероприятий по снижению техногенной напряженности: разгрузка техногенных залежей или приобщение к объекту эксплуатации; устранение причин и источников потерь газа из объекта эксплуатации; орга-низация мониторинга герметичности.
В диссертационной работе даны рекомендации по применению наземных методов для решения следующих задач.
1. Контроль положения ГВК по объекту эксплуатации в зонах редкого размещения скважин: если отмечены признаки потерь газа из объекта эксплуатации; в случаях появления неконтролируемых опасных направлений растекания газа, выявленных при получении новой информации при наращивании объема ПХГ, или простое хранилища длительный период под высоким давлением.
2. Выявление и оконтуривание залежей газа в контрольных горизонтах, если отмечены признаки потерь газа из объекта эксплуатации: при наличии динамики уровней жидкости, связанной с динамикой давления по объекту эксплуатации и при наличии свободного газа в водах контрольного горизонта; если пласт не вскрыт контрольными скважинами, при наличии заколонных скоплений газа в интервалах контрольного горизонта по пересекающим скважинам, особенно в условиях многоколонной конструкции скважин.
3. Установление причин и путей миграции газа, определение возможных зон разгрузки газа на дневной поверхности.
В главе приведено описание разработанной автором технологии выявления и оконтуривания техногенных залежей, позволяющей определять причины и пути миграции газа. Технология реализуется с применением наземных геофизических методов, позволяет определять область эффективного применения методов для конкретных геолого-промысловых условий, методику и стадийность работ для снижения затрат на производство работ.
В рамках разработанной автором технологии предусмотрено применение следующих видов наземных исследований:
электроразведочные работы методом вызванной поляризации (ВП); электроразведочные работы методом становления поля в ближней зоне (ЗСБ) совместно с вертикальным электрическим зондированием (ВЭЗ); гравиметрические работы в режиме мониторинговых измерений на различные циклы работы ПХГ;
низкочастотные сейсмические работы.
Предложенные автором схема и последовательность применения наземных геофизических методов в зависимости от геолого-промысловых задач выявления и оконтуривания техногенных залежей приведены в таблице 3.
Таблица 3 Комплексы наземных геофизических методов для решения задач контроля герметичности ПХГ
метод Задача Возможности и ограничения, предложения по комплексированию Исходные данные Методика и последовател ьность работ; ограничения Задачи настройки аппаратуры
1 2 3 4 5 6
ВП и ВЭЗ Определение дифференциальных ГВК в плане и разрезе в многопластовой залежи, осредненных за длительный период (порядка 20 лет) Глубина оптимально-минимальная 200-300 м, максимальная не более 700 м. Опорные скважины расположснн ыс в заведомо водонасыщен ной и газонасыщсн ной зоне исследуемых интервалов; каротаж ГИС-бурение, попластовая минерализаци я воды Теоретический расчет возможности выполнения; опорный профиль проведение основных работ. При высокой влажности работь невозможны. Определение размера полуразносов (шага профиля); определение оптимального времени регистрации, определение фиксируемых атрибутов для решения задачи.
Минимальное расстояние между различными газо насыщенны ми пластами для дифференциального выделения контуров 20-70 м, определяется конкретным геолого-промысловыми условиями
Определение осредненного ГВК за длительный период в единичной залежи Глубина не более 700 м.
Минимальная толщина газонасыщенного пласта 10 м, возможно выделение повышенного газонасыщения в водном флюидозаполнении пласта коллектора
Уточнение структурного плана при известном флюидонасыщении
ЗСБ и ВЭЗ Определение дифференциальных ГВК в плане и разрезе в многопластовой залежи Оптимальная глубинность -100-300 м., максимальная глубинность получения достоверной информации — до 400 м.
Определение ГВК в единичной залежи На глубине до 400 м
Минимальная толщина газонасыщенного пласта Первые метры; возможно выделение повышенного газонасыщсния в водном флюидозаполнении пласта коллектора
Уточнение структурного плана При известном флюидонасыщении
гравиметрия Определение дифференциальных ГВК в плане и разрезе в многопластовой залежи Интегральная характеристика всп, плотностной, или акустический каротаж открытого ствола скважин Теоретический расчет возможности выполнения; опорный профиль; проведение основных работ. Плотностная неоднородность слоев, неглубокозалегающий фундамент с изменчивым составом и сложным рельефом требует проведение работ в режиме мониторинга, либо в комплексе с сейсмическими работами
Определение ГВК в единичной залежи Глубина не ограничена
Минимальная толщина газонасыщенного пласта От 10 - 20 м в зависимости от размера залежи
Уточнение структурного плана При известном флюидонасыщении. Если флюидонасыщснис неизвестно, необходимо комплсксирование с методами электроразведочных работ.
Высокоточное картирование поверхностей коллекторов; непрерывное трассирование линий литологических замещений, выклиниваний, тектонических нарушений и гидродинамических экранов; оценка подсчстных параметров продуктивного пласта -эффективной мощности, В комплсксировании с 30 ссйсморазведочными работами
1 2 3 4 5 6
пористости, газонасыщснности; определение газожидкостных контактов.
«J Ъй п и ta п Определение дифференциальных ГВК в плане и разрезе в многопластовой залежи Интегральная характеристика ВСП, шютностной, или акустический Теоретический расчет возможности выполнения; Определение возможности различения водогазонасы
а, о s Определение ГВК в единичной залежи Глубина не ограничена каротаж открытого опорный профиль и щенных зон в конкретных
>s о еч Минимальная толщина газонасыщенного пласта Порядка 10 м ствола скважин заключение о возможности; проведение основных работ. гсолого- промысловых условиях
S Н О н о РЗ У о ы = X Уточнение структурного плана При известном флюидонасыщснии. Если флюидонасыщсние неизвестно, необходимо комплекенрование с методами элсктроразведочных работ.
На основе результатов исследований решается задача по установлению причин и путей миграции газа, определению возможных зон разгрузки газа на дневной поверхности. Решение задачи включает: оценку достаточности геологической изученности объекта; анализ геолого-тектонического строения объекта; анализ химического состава проб газа; анализ скважинных и наземных геофизических и геохимических исследований, промысловых данных; интегрирование результатов работ, определение природы поверхностных газопроявлений и техногенных залежей; установление причин потерь и путей миграции газа; подготовку заключения о состоянии герметичности ПХГ, разработку мероприятий по снижению техногенной напряженности и обеспечению безопасного функционирования ПХГ.
В диссертационной работе приведены результаты реализации разработанной автором технологии обнаружения, контроля, методов прогноза потерь и установления путей миграции газа на Северо-Ставропольском ПХГ. В реализации технологии принимали участие ОАО «Газпромгеофизика», ОАО «СевКавНИПИгаз», ГПУ Северо-Ставропольского ПХГ; в результате были разработаны обоснованные рекомендации по проведению комплекса мероприятий для обеспечения дальнейшей безопасной эксплуатации СевероСтавропольского ПХГ.
Кроме этого, в главе приведена разработанная и реализованная автором на объектах ООО «Газпром ПХГ» (Невское НХГ, Кирюшкинское ПХГ) методика решения геофизическими методами специальных задач обеспечения герметичности ПХГ:
1. выявление зон трещиноватости и разуплотнения в верхней части разреза как потенциальных проводников возможного движения газа;
2. обнаружение местоположения ствола потерянной скважины в интервале объекта эксплуатации и покрышки;
3. определение направления распространения изоляционных составов при их закачке в пласт коллектор.
Предложенные автором методы предусматривают применение методов межскважинной сейсмотомографии и электроразведочных работ, учитывает возможности и ограничения этих методов.
Основные выводы диссертационной работы
1. Геолого-технологическая структура пластовых потерь и затрат газа на ПХГ определяется геолого-промысловым типом хранилища и схемой его эксплуатации. В диссертационной работе предложены усовершенствованные аналитические методы выявления и оценки объемов пластовых потерь и затрат газа, на основе геофизических
исследований и геолого-технологического моделирования эксплуатации ПХГ в различных горно-геологических условиях и схемах контроля эксплуатации хранилищ:
- метод выявления и оценки объемов слабодренируемого газа, находящегося в низкопроницаемых коллекторах, на основе дисперсии коэффициента газонасыщения по многолетним данным ГИС-контроль, с применением геолого-технологической модели;
- метод оценки степени достаточности системы наблюдений за эксплуатацией ПХГ геофизическими исследованиями в рамках регламентных работ по объектному мониторингу, на основе комплексного анализа промысловых данных, результатов систематических замеров ГИС-контроль и геолого-технологического моделирования.
2. Результаты проведённых исследований позволили обосновать области неоднозначности решения задач контроля пластовых потерь и герметичности ПХГ аналитическими и промыслово-геофизическими (скважинными) методами.
3. Для условий неоднозначности решения задач контроля герметичности и пластовых потерь, автором разработана и реализована на объектах ООО «Газпром ПХГ» технология обнаружения, контроля и прогноза потерь газа с применением комплексов наземных геофизических методов, с обоснованием необходимости, этапности и стадийности проведения работ на ПХГ, позволяющая выявлять источники техногенной напряженности, ранжировать их по степени опасности и неотложности проведения мероприятий.
4. Для условий низкой информативности скважинных геофизических методов, или редкой сети скважин, автором усовершенствована методика установления источников миграции газа, оконтуривания техногенных залежей, и выявления зон разгрузки, основанная на сочетании результатов применения наземных геофизических методов и результатов геолого-технологического моделирования.
5. Разработана и реализована на объектах ООО «Газпром ПХГ» (Невское ПХГ, Кирюшкинское ПХГ) методика решения геофизическими методами (межскважинная сейсмотомография и электроразведка) специальных задач обеспечения герметичности ПХГ: выявление зон трещиноватости и разуплотнения в верхней части разреза как потенциальных проводников возможного движения газа; обнаружение местоположения ствола потерянной скважины в интервале объекта эксплуатации и покрышки; определение направления распространения изоляционных составов при их закачке в пласт коллектор.
Список работ, опубликованных по теме диссертации
1. Исхаков А.Я., Зубарев А.П., Черников А.Г., Тулеубаева Е.А. Обработка геолого-геофизических данных для создания модели природного резервуара. «Газовая промышленность», 2012, № 1, С. 27-29.
2. Исхаков А.Я., Алькин В.А., Ротов A.A., Прогноз водного фактора на примере подземного хранилища газа, созданного в водоносном пласте, «Геология геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», 2011, № 9, стр.64 - 67.
3. Алькин В.А., Исхаков А.Я., Кан В.Е. Определение оптимального объема закачки по скважинам при эксплуатации газохранилищ, «Геология и геофизика», 2010, № 2, С. 58-61.
4. Деггерев А.Ю., Исхаков А.Я., Кан В.Е. Оптимизация алгоритма геологического моделирования подземного хранилища газа в водоносном пласте, «Георесурсы». 2010, № 4, С.12-16.
5. Исхаков А.Я., Темиргалеев Р.Г. Контроль герметичности ПХГ с использованием специального комплекса геолого-геофизических методов. «Газовая промышленность», 2010, № 2, С. 58-59.
6. Исхаков А.Я., Зиновьев В.Б, Темиргалеев Р.Г. Методы определения источников аномальных скоплений метана при газогеохимическом мониторинге ПХГ. «Газовая промышленность», 2010, № 3, С. 41-43.
7. Исхаков А.Я., Темиргалеев Р.Г. Контроль герметичности ПХГ с использованием специального комплекса геолого-геофизических методов. «Газовая промышленность», 2010, № 2, С. 58-59.
8. Рубан Г.Н., Исхаков АЛ., Исаева H.A. Разработка геолого-промысловых программ с целью уточнения геолого-технологической модели ПХГ / Научно-технический сборник ОАО «Газпром» «Транспорт и подземное хранение газа», 2009, № 2, С. 52-57.
9. Дегтерев А.Ю., Исхаков А.Я., Кан В.Е. Разработка методики геологического моделирования ПХГ в водоносном пласте с учётом неравномерности распределения скважинных данных (на примере одного из ПХГ центральной части России), сборник научных статей аспирантов и соискателей ООО «Газпром ВНИИГАЗ». М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2009, С.6 - 21
10. Исхаков А.Я., Матушкин М.Б., Темиргалеев Р.Г., Черников А.Г. / Моделирование изменчивости свойств породного массива на основе нечетких марковских последовательностей// Подземное хранение газа. Полвека в России: опыт и перспективы: сб. науч. тр. / М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2008, С. 255-265.
11. Исхаков А.Я., Алькин В.А. Анализ причин обводнения сеноманской залежи Большого Уренгоя на примере Ен-Яхинской площади // Применение новых технологий в газовой отрасли: опыт и преемственность: тезисы докладов Международной научно-практической конференции молодых специалистов и ученых (Москва, 30.09.- 01.10.2008). М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2008, С. 210-211.
12. Темиргалеев Р.Г., Исхаков А.Я., Иванов В.В., Быстрое Г.И., Зиновьев В.Б. / Геохимические исследования при проектировании и мониторинге ПХГ / Подземное хранение газа. Полвека в России: опыт и перспективы : сб. науч. тр. / М.: ООО «ВНИИГАЗ». -2008, С. 380-396.
13. Темиргалеев Р.Г., Исхаков А.Я., Черников А.Г., Кан В.Е., Гришин A.B., Биргерс Э. / Опыт моделирования сложнопостроенного геологического объекта ПХГ, созданного в водоносном пласте // Подземное хранение газа. Полвека в России: опыт и перспективы: сб. науч. тр. / М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2008, С. 247-254.
Подписано к печати «04» июня 2013г.
Заказ № 4036 Тираж 120 экз. 1 уч. - изд.л, ф-т 60x84/16
Отпечатано в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» По адресу: 142717, Московская область, Ленинский р-н, п. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Исхаков, Альберт Яковлевич, Москва
ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ «НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ - Газпром ВНИИГАЗ»
04201360075 На правах рукописи
Исхаков Альберт Яковлевич
КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВЫХ ПОТЕРЬ И ГЕРМЕТИЧНОСТИ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА НА ОСНОВЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ И ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ
Специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений»
Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель, доктор технических наук Люгай Д.В.
Москва 2013
Содержание
Список рисунков 5
Список таблиц 10
Общая характеристика работы 12
Актуальность темы 12
Цель работы 14
Основные задачи исследований 14
Научная новизна 15
Основные защищаемые положения 16
Апробация работы 18
Структура работы. 19 Глава 1. Анализ изученности вопроса. Существующие нормативные документы в области контроля пластовых потерь и
герметичности ПХГ. 20 Глава 2. Структура потерь и затрат газа в зависимости от типа
хранилища. 29
2.1. Структура возможных потерь и затрат газа в зависимости от характера залежи. 31
2.1.1. ПХГ, созданное в водоносном пласте 31
2.1.2. ПХГ, созданные в истощенных месторождениях углеводородов с проявлением водонапорного режима 37
2.1.3. ПХГ, созданные в истощённых месторождениях углеводородов без проявления водонапорного режима 45
2.2. Типы хранилищ и структура возможных потерь газа в зависимости от характера ловушки 46
2.2.1. Хранилища, созданные в антиклинальных ловушках 46
2.2.2. Хранилища, созданные в тектонически-экранированных ловушках 59
2.2.3. Хранилища, созданные в литологически экранированных ловушках 68
2.2.4. Хранилища, созданные в пологозалегающих пластах 70
2.3. Структура возможных затрат газа в зависимости от пористости пласта коллектора 74
2.4. Выводы по главе. Обоснование групп причин вывода газа из эксплуатации ПХГ. Методики для выявления и контроля потерь и затрат газа 81 Глава 3. Технология обнаружения, контроля и методов прогноза потерь газа с применением наземных геофизических методов при неоднозначности решения задач аналитическими и скважинными методами. 89
3.1. Методика выявления и оконтуривания техногенных залежей с применением наземных геофизических методов 92
3.1.1. Электроразведочные работы методом вызванной поляризации. 93
3.1.2. Электроразведочные работы методом становления поля в ближней зоне (ЗСБ) совместно с вертикальным электрическим зондированием (ВЭЗ). 97
3.1.3. Гравиметрические работы в режиме мониторинговых измерений на различные циклы работы ПХГ 104
3.1.4. Низкочастотные сейсмические работы. 114
3.1.5. Сводная схема применимости наземных геофизических методов для решения задач выявления и оконтуривания техногенных залежей 116
3.2. Технология установления причин и путей миграции газа, определения потенциальных зон разгрузки 119
3.2.1. Оценка достаточности геологической изученности объекта 121
3.2.2. Анализ геолого-тектонического строения объекта 124
3.2.3. Анализ химического состава проб газа 126
3.2.4. Анализ скважинных и наземных геофизических и геохимических исследований, геолого-промысловых данных 129
3.2.5. Определение природы поверхностных газопроявлений и
техногенных залежей. Установление причин потерь и путей
миграции газа. Интегрирование результатов работ. 130
3
3.2.6. Заключение о состоянии герметичности ПХГ. Разработка мероприятий по снижению техногенной напряженности и обеспечению безопасного функционирования ПХГ 130
3.3. Применение технологии обнаружения, контроля, методов прогноза потерь и установления путей миграции газа на примере Северо-Ставропольского ПХГ. 131
3.3.1. Анализ геолого-тектонического строения объекта на основе геологической модели. 135
3.3.2. Анализ наземных геофизических исследований. 142
3.3.3. Анализ пластовых давлений и газогеохимических исследований. 146
3.3.4. Выявление потенциальных участков поверхностных газопроявлений 153
3.3.5. Результаты работ 156
3.3.6. Заключение о герметичности ПХГ, выводы 158
3.4. Решение специальных задач обеспечения герметичности ПХГ геофизическими методами. 160
3.4.1. Выявление в разрезе зон трещиноватости 161
3.4.2. Определение местоположения ствола потерянной скважины 167
3.4.3. Выявление направлений распространения блокирующих составов в пласте. 171
3.5. Выводы по главе 176 Выводы 177 Перечень использованной литературы 180
Список рисунков
Рисунок 2.1 График динамики среднего пластового давления от
накопленного отбора...............................................................................................35
Рисунок 2.2. Расположение профилей анализа динамики
пластового давления...............................................................................................38
Рисунок 2.3 Динамика пластового давления в сезоне отбора 20072008 гг. по профилю 1.............................................................................................39
Рисунок 2.4 Динамика пластового давления в сезоне отбора 20072008 гг. по профилю 2.............................................................................................39
Рисунок 2.5 Динамика пластового давления в сезоне отбора 20072008 гг. по профилю 3.............................................................................................40
Рисунок 2.6 Динамика приведенного давления от накопленного
отбора (6% отобранного газа от суммарного объема отобранного газа)..........41
Рисунок 2.7 Динамика приведенного давления от накопленного
отбора (30% отобранного газа от суммарного объема отобранного газа)........42
Рисунок 2.8 Динамика приведенного давления от накопленного
отбора (78% отобранного газа от суммарного объема отобранного газа)........42
Рисунок 2.9 Динамика приведенного давления от накопленного
отбора (100% отобранного газа от суммарного объема отобранного газа)......43
Рисунок 2.10 Динамика снижения расчетных запасов на начало
сезона отбора...........................................................................................................44
Рисунок 2.11 Карты поверхности ГВК на апрель, июнь, октябрь
2008 г........................................................................................................................49
Рисунок 2.12 Положение контактов ГВК на апрель, июнь и
октябрь 2008 г. в трехмерной проекции...............................................................50
Рисунок 2.13 Распределение коэффициента газонасыщения.................50
Рисунок 2.14 Диаграммы газонасыщенных интервалов в разрезе продуктивного пласта по скважинам 133, 130, 134, 79, 143, 103.......................51
Рисунок 2.15 Диаграммы газонасыщенных интервалов в разрезе
продуктивного пласта по скважинам 25, 123, 157, 156.......................................51
Рисунок 2.16 Касимовское ПХГ. Динамика объема газа в пласте и
ГПО при отборе 7 млрд.м.куб. в течение нескольких лет..................................57
Рисунок 2.17 Касимовское ПХГ. Расчетное распределение
газонасыщенности на пятый год эксплуатации с отбором 7 млрд.м.куб..........57
Рисунок 2.18 Касимовское ПХГ. Динамика объема газа в пласте и
ГПО при отборе 11 млрд.м.куб. в течение нескольких лет................................58
Рисунок 2.19 Структурный план Невского ПХГ по кровле объекта
эксплуатации............................................................................................................60
Рисунок 2.20 Геологический профиль невского ПХГ вдоль линии
разлома.....................................................................................................................61
Рисунок 2.21 Газогеохимический анализ воды 1-го гдовского
горизонта по заразломной скважине №67............................................................62
Рисунок 2.22 Двух-трех месячное фазовое отставание реакции
скважин, расположенных напротив СП................................................................64
Рисунок 2.23 Структурная карта кровли гдовского горизонта с
вынесенными линиями рассмотренных профилей..............................................66
Рисунок 2.24 Профиль между скважинами 6 (слева) - 57(справа). Показан объект хранения, стрелками нанесены возможные направления
перетоков..................................................................................................................66
Рисунок 2.25 Профиль между скважинами 16 (слева) - 9 (справа). Показан объект хранения, стрелками нанесены возможные направления
перетоков..................................................................................................................67
Рисунок 2.26 Профиль между скважинами 37 (слева) - 34 (справа). Показан объект хранения, стрелками нанесены возможные направления
перетоков..................................................................................................................67
Рисунок 2.27 Пример выявления зон опесчанивания покрышки над контрольным ижорским горизонтом Невского ПХГ...........................................69
Рисунок 2.28 Распределение средневзвешенного по газонасыщенной мощности пласта Кг на конец закачки осредненное по
данным 2007, 2008 годов........................................................................................71
Рисунок 2.29 Распределение средневзвешенного по газонасыщенной мощности пласта Кг на конец отборов осредненное по
данным 2007, 2008 годов........................................................................................72
Рисунок 2.30 Частотные гистограммы результатов исследований
керна.........................................................................................................................76
Рисунок 2.31 Типовой геофизический разрез Краснодарского ПХГ.... 76 Рисунок 2.32 Зависимость дисперсии газонасыщенности от
коэффициента проницаемости...............................................................................77
Рисунок 3.1 Результаты электроразведочных работ методом ВП на Песчано-Уметском ПХГ. Различными цветами показаны контуры газонасыщения различных пластов, а также зоны аномально повышенной
газонасыщенности...................................................................................................98
Рисунок 3.2 Определение возможных зон вторичного
газонасыщения в разрезе Невского ПХГ..............................................................99
Рисунок З.ЗСопоставление данных ЗСБ (петля 100x100 м) с
данными по распределению газового фактора..................................................101
Рисунок 3.Сопоставление данных ЗСБ (петля 100x100 м) с данными по приведенному пластовому давлению на момент начала
закачки....................................................................................................................102
Рисунок 3.5 Сопоставление вариаций силы тяжести с давлением и
объемом газа в ПХГ..............................................................................................110
Рисунок 3.6 Распространение гравитационных аномалий за период
наблюдений в процессе эксплуатации ПХГ.......................................................111
Рисунок 3.7 Выявление направлений движения газа на Калужском ПХГ посредством мониторинговых исследований методом гравиметрии.....112
Рисунок 3.8 Пример результатов работ методом низкочастотного
сейсмического зондирования...............................................................................116
Рисунок 3.9 Сопоставление составов газа месторождения, газа закачки, газа из скважин Восточно-Александровского поднятия и газа отобранного из газопроявления по скважине К-325 (Краснодарское
ПХГ)........................................................................................................................128
Рисунок 3.10 Условные обозначения к рисунку 4.10............................133
Рисунок 3.11 Карта фактического материала работ проведенных на
территории Северо-Ставропольского ПХГ в период 2002-2003 гг.................134
Рисунок 3.12 Карта толщин криптомактрового флюидоупора.
Северо-Ставропольское ПХГ...............................................................................137
Рисунок 3.13 Геолого-стратиграфический разрез по линии
скважин 6к-631-839-147-33. Северо-Ставропольское ПХГ..............................137
Рисунок 3.14 Цитологический разрез по линии скважин 6к-631-
839-147-33. Северо-Ставропольское ПХГ..........................................................138
Рисунок 3.15 Средняя суммарная газонасыщенность чокракского, караганского и конкского горизонтов приведенная на структурной карте чокракского горизонта (состояние на конец 60-х годов). СевероСтавропольское ПХГ............................................................................................139
Рисунок 3.16 Карта эффективных толщин (цветовой фон) и структурный план кровли мамайского горизонта. Выделены возможные
ловушки газа. Северо-Ставропольское ПХГ......................................................140
Рисунок 3.17 Литостратиграфический разрез по линии скважин 5к-6к. Показана структурная ловушка газа в мамайском горизонте. СевероСтавропольское ПХГ............................................................................................141
Рисунок 3.18 Литостратиграфический разрез по линии скважин 511-111Ь. Показана структурная ловушка газа в мамайском горизонте. Северо-Ставропольское ПХГ...............................................................................141
Рисунок 3.19 Литостратиграфический разрез по линии скважин 402-539-18р1. Показана структурная ловушка газа в мамайском горизонте.
Северо-Ставропольское ПХГ...............................................................................142
Рисунок 3.20 Выделение геодинамических зон по комплексу
геофизических и геохимических методов. Северо-Ставропольское ПХГ......143
Рисунок 3.21 Графики скоростей вертикальных движений дневной поверхности Северо-Ставропольского ПХГ по профилю ЭМПР-1 с 1975
по 2003 гг(по данным высокоточного нивелирования 2-го класса)................144
Рисунок 3.22 Динамика пластового давления по скважинам
чокракского горизонта с 1998 по 2002 г. Северо-Ставропольское ПХГ.........147
Рисунок 3.23 Динамика пластового давления по скважинам конк-
караганского горизонта с 1998 по 2002 г. Северо-Ставропольское ПХГ.......147
Рисунок 3.24 Результат работ методом межскважинной
сейсмотомографи по скважинам 150, 151 и 73 Невского ПХГ........................166
Рисунок 3.25 Результаты работ методом межскважинной
сейсмотомографии на Кирюшкинском ПХГ......................................................170
Рисунок 3.26 Результаты закачки жидкости в пласт-коллектор, 1-й
этап. Кирюшкинское ПХГ....................................................................................174
Рисунок 3.27 Результаты закачки жидкости в пласт-коллектор, 2-
этап. Кирюшкинское ПХГ....................................................................................174
Рисунок 3.28 Результаты закачки жидкости в надангидритовую
толщу, 1-й этап. Кирюшкинское ПХГ................................................................175
Рисунок 3.29 Результаты закачки жидкости в надангидритовую толщу, 2-й этап. Кирюшкинское ПХГ................................................................176
Список таблиц
Таблица 2.1 Данные по динамике давления (атм.) Колпинского
ПХГ в период после основной дегазации.............................................................33
Таблица 2.2 Данные по динамике отборов (тыс.м.куб.).........................34
Таблица 2.3 Динамика среднего пластового давления в
зависимости от отборов газа..................................................................................34
Таблица 2.4 Расчетная динамика дренируемых объемов на начало
сезона отбора...........................................................................................................43
Таблица 2.5 Оценка объёмов газа в надконтактной зоне на
периоды апрель, июнь, октябрь 2008 года в пластовых условиях.....................52
Таблица 2.6 Динамика запасов газа по геофизическим данным и по
балансовому учету..................................................................................................53
Таблица 2.7 Динамика линейных запасов по геофизическим
данным и по балансовому учету............................................................................54
Таблица 2.8 Реакция заразломных №67 и 22 скважин на
циклическую эксплуатацию хранилища...............................................................63
Таблица 2.9 История создания и эксплуатации Гатчинского ПХГ.......71
Таблица 2.10 Результаты осреднения Кг, динамики газонасыщенной мощности и газонасыщенного порового объема по циклам закачки и отборов за периоды закачки и отборов с 1997 по 2008
годы...........................................................................................................................73
Таблица 2.11 Расчет порового объема для коллекторов с
пористостью 0.16 и более.......................................................................................79
Таблица 2.12 Расчет порового объема для коллекторов с
пористостью 0.146 и более.....................................................................................79
Таблица 2.13 Результат сравнения поровых объемов по пластам.........80
Таблица 2.14 Матрица работы позволяющая оценивать и
контролировать рассматриваемые потери и затраты газа..................................82
Таблица 2.15 Укрупнение сходных структур потерь и затрат в зависимости от выявленных типов и геолого-промысловых особенностей
хранилищ..................................................................................................................84
Таблица 2.16 Систематизация в табличном виде накопленных
данных ГИС-контроль за весь период эксплуатации по скважинам.................86
Таблица 3.1 Отрицательные гравиметрические аномалии для
некоторых газовых месторождений....................................................................105
Таблица 3.2 Сравнительные характеристики современных
наземных гравиметров..........................................................................................107
Таблица 3.3 Комплексы наземных геофизических методов
решения задач контроля герметичности ПХГ....................................................117
Таблица 3.4 Дифференциация газа из различных горизонтов по
отношению Метан/ТУ...........................................................................................149
Таблица 3.5 Состав газонасыщения мамайского, конк-караганского и чокракского горизонтов.....................................................................................153
Общая характеристика работы
Актуальность темы
Вопросы повышения достоверности контроля пластовых потерь газа и герметичности подземных хранилищ газа (ПХГ) приобретают все большее значение в связи с увеличением длительности сроков эксплуатации фонда скважин на ПХГ, растущей потребностью в объёмах резервирования газа, тенденциями к нециклическим режимам эксплуатации ПХГ и возрастающими рисками увеличения неконтролируемых пластовых потерь газа.
Контроль пластовых потерь газа и герметичности подземных хранилищ газа осуществляется на основе анализа геолого-промысловой информации, значительная доля которой поступает в результате проводимых �
-
Исхаков, Альберт Яковлевич
-
кандидата технических наук
-
Москва, 2013
-
ВАК 25.00.17
- Геолого-технологические условия повышения эффективности создания и эксплуатации подземных хранилищ газа
- Эколого-геофизические исследования техногенного воздействия Калужского подземного хранилища газа на компоненты окружающей среды
- Научные основы регулирования и контроля количества газа в пористых пластах подземных хранилищ
- Повышение эффективности системы геолого-геофизического контроля за эксплуатацией подземных хранилищ газа
- Развитие технологий мониторинга за объектом подземного хранения газа
