Повышение эффективности системы геолого-геофизического контроля за эксплуатацией подземных хранилищ газа

Рубан, Георгий Николаевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Повышение эффективности системы геолого-геофизического контроля за эксплуатацией подземных хранилищ газа
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности системы геолого-геофизического контроля за эксплуатацией подземных хранилищ газа"

На правах рукописи

РУБАН ГЕОРГИЙ НИКОЛАЕВИЧ

Повышение эффективности системы геолого - геофизического контроля за эксплуатацией

подземных хранилищ газа

25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений 25.00.12 - Геология, поиски и разведка

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2008

003452249

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий -ВНИИГАЗ» и в Ставропольском государственном техническом университете

Научный руководитель - д.т.н. Самсонов P.O.

Официальные оппоненты: д.т.н. Мкртычан Я.С.

к.г-м.н. Енгибарян A.A.

Ведущая организация - ООО «Газпром геофизика»

Защита состоится 10 декабря 2008 года в 14 часов 30 минут на заседании диссертационного совета Д 511.001.01 при ООО «ВНИИГАЗ» по адресу: 142717, Московская обл., Ленинский район, пос. Развилка.

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 ^^ 2008 года

Ученый секретарь диссертационного совета, д.г.-м.н.

Соловьев H.H.

Общая характеристика работы

Актуальность темы. Подземные хранилища природного газа (ПХГ) в пористых пластах являются важным элементом Единой системы газоснабжения и создаются для регулирования сезонной неравномерности газоснабжения потребителей, компенсации недопоставок газа в чрезвычайных условиях, повышения надёжности экспортных поставок, создания стратегического резерва государства.

В результате циклических закачек и отбора газа происходит разнонаправленное движение газоводяного контакта (ГВК), значительные колебания давлений и температуры в пласте - объекте эксплуатации. Это приводит к изменению фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллектора и ряда других характеристик околоскважинной зоны.

В отечественной практике в соответствии с действующими «Правилами создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах», контроль эксплуатации ПХГ осуществляется по «Регламенту объектного мониторинга недр при эксплуатации ПХГ». Однако ими не учитывается, что в результате разнонаправленных газовых потоков при нагнетании и отборе газа и периодическом обводнении и осушении призабойная зона претерпевает значительные изменения ФЕС. Радиус измененной зоны превышает радиус чувствительности геофизических приборов, что приводит к искажению получаемой информации. Часто, в качестве наблюдательных используются скважины старого фонда, оставшиеся после разработки месторождения. Иногда в этих скважинах разрушена призабойная зона или они характеризуются неудовлетворительным техническим состоянием. Геофизические и наблюдательные скважины располагаются по определенной схеме, но эта схема не учитывает движения основных флюидодинамических потоков, потому что составляется еще на стации технологического проектирования, когда не пробурен еще весь фонд скважин и не построена уточненная геологическая модель. Исследования, выполняемые в этих скважинах не в полной мере отражают действительного состояния искусственной газовой залежи.

Северо-Ставропольское и Краснодарское ПХГ созданы в одинаковых отложениях зеленой свиты, но имеют различные системы контроля. Например, на Северо-Ставропольском ПХГ в зеленой свите геофизические скважины были пробурены за контуром ГВК, а на Краснодарском ПХГ - внутри контура, в активной зоне хранилища. Анализ этих систем контроля и исследования, выполненные по изучению флюидодинамических процессов с применением геофизических приборов, позволили определить общие характерные закономерности, происходящие в ПХГ и привели к выводу, что совершенствование геолого-геофизического контроля эксплуатации ПХГ с использованием современных методов компьютерного моделирования позволит получать более достоверные данные о текущем состоянии искусствен-

ной газовой залежи и являются одним из первых шагов создания интеллектуальных ПХГ.

Цель работы — разработка усовершенствованной системы геолого-геофизического контроля объектов хранения газа в пористых пластах для повышения надежности, достоверности и эффективности их эксплуатации (на примере Северо-Ставропольского и Краснодарского ПХГ). Основные задачи исследований.

1. Изучение флюидодинамических процессов, происходящих в пласте -эксплуатационном объекте ПХГ с применением геофизических приборов;

2. Изучение влияния реверсивных газоводяных потоков, изменений температуры и давления на призабойную зону скважин;

3. Анализ требований к формированию системы геолого-геофизического контроля при строительстве и эксплуатации ПХГ;

4. Исследования алгоритмов изменений различных геолого-геофизических параметров (температуры, давления, коэффициента газонасыщенности) в зависимости от объема газа в пласте и возможностей геофизических приборов для их определения;

5. Исследование особенностей обводнения эксплуатационных скважин ПХГ при проявлении водонапорного режима и разработка методических подходов для определения причин обводнения скважин;

6. Разработка рационального комплекса обследования обсадных колонн скважин ПХГ;

Научная новизна.

Автором определена возможность контролировать при помощи геофизических методов, выполняемых в геофизических и наблюдательных скважинах массообменные флюидодинамические процессы, происходящие в ПХГ. С учетом специфических изменений геолого-технической системы ПХГ разработаны методические подходы к обоснованию этапности и стадийности геолого-геофизических исследований в процессе создания и эксплуатации ПХГ.

Разработан комплекс, включающий исследование обсадных колонн и за-колонного пространства несколькими геофизическими методами и форма представления результатов этих исследований при переаттестации скважин.

На основе анализа результатов геофизических исследований в скважинах различных категорий в разные периоды эксплуатации ПХГ автором установлено, что в процессе эксплуатации в эксплуатационно - нагнетательных скважинах изменяется состояние призабойной зоны, происходит ее разрушение, вымывание глинистого цемента с образованием каналов тока; ухудшение сцепления цементного камня с колонной и породой; нагнетание в пласт с потоком газа механических примесей, машинного масла; смачивание призабойной зоны водой, поступающей по негерметичной заколонной крепи при снижении давления в пласте - объекте эксплуатации в конце периода отбора. Эти изменения искажают результаты и могут привести к неверным выводам о состоянии газонасыщенного объема и положении ГВК.

Обоснованы новые критерии размещения и выбора конструкции геофизических скважин для геолого-геофизического мониторинга эксплуатации ПХГ. Разработаны методы контроля за пластовыми флюидодинамическими процессами, а также способы определения причин обводнения и условий во-доизоляции скважин на ПХГ.

Основные защищаемые положения.

1. Обоснование этапности и стадийности рационального комплекса геолого-геофизических исследований при создании и эксплуатации ПХГ.

2. Способ комплексного геолого-геофизического обследования обсадных колонн при переаттестации скважин на ПХГ.

3. Разработка методов контроля за пластовыми флюидодинамическими процессами и методов оценки причин обводнения и водоизоляции скважин ПХГ.

4. Обоснование новых критериев (выбор конструкции, точек заложения, размещения геофизических скважин, системы и видов исследований и др.) совершенствования геолого-геофизического мониторинга эксплуатации ПХГ.

Практическая значимость работы заключается в том, что использование результатов выполненных исследований и рекомендаций автора позволило повысить:

• качество и достоверность результатов геолого-геофизических исследований при контроле эксплуатации ПХГ, а также усовершенствовать «Регламент объектного мониторинга Краснодарского ПХГ»;

• точность и эффективность выделения интервалов перфорации эксплуатационно-нагнетательных скважин ПХГ на основе разработанного автором «Технологического регламента по контролю перфорации - скважин ООО «Кубаньгазпром» методами ГИС»;

• надежность и объективность принятия решений о возможном продлении срока службы эксплуатационно-нагнетательных скважин с использованием разработанных автором приборов КСП - Т - 3; КСП- Т - 7 и «Технологического регламента по комплекному обследованию методами ГИС обсадных колонн скважин ПХГ ООО «Кубаньгазпром» с целью их переаттестации»;

• эффективность освоения и очистки призабойной зоны скважин с использованием разработанных автором «Технологического регламента по освоению и геофизическим исследованиям скважин ООО «Кубаньгазпром» с применением струйных насосов УЭГИС - 3» и «Технологического регламента на проведение газо-импульсной обработки призабойной зоны пласта скважин ООО «Кубаньгазпром»;

исследований и соответствующей корректировки технологических режимов работы скважин и ПХГ в целом.

Реализация результатов работы.

В результате исследовательских и опытно-конструкторских работ автором усовершенствован «Регламент объектного мониторинга Краснодарского ПХГ» в части геолого-геофизического контроля, выявлены возможности промыслово-геофизических методов при исследовании флюидодинамиче-ских процессов ПХГ при проведении исследований в эксплуатационных, наблюдательных и геофизических скважинах.

Изучение геологического строения ставропольского свода и приуроченного к нему Северо-Ставропольско-Пелагиадинского месторождения позволили концептуально подойти к формированию системы геолого-геофизического контроля на основе детального геологического и гидродинамического моделирования.

Разработка приборов контроля технического состояния скважин КСП-Т-3 и КСП-Т-7, которыми исследовано техническое состояние обсадных колонн более чем 200 скважин нефтяных и газовых месторождений Северного Кавказа, Закавказья, Калмыкии, Украины, уникального месторождения Тенгиз (Казахстан), месторождения Белый Тигр (Вьетнам), Кольской, Криворожской, Уренгойской сверхглубоких скважин, а системные исследования в Уренгойской сверхглубокой скважине позволили определить динамику развития нарушения технической колонны, позволили разработать технологию контроля технического состояния скважин. По этой технологии проводились исследования скважин Северо-Ставропольского, Щелковского, Елшано-Курдюмского, Чиренского (Республика Болгария) ПХГ. На основании выполненных исследований было определено техническое состояние скважин, намечены и проведены обоснованные работы по капитальному ремонту.

Проведение опытно-методических и экспериментальных работ с различной аппаратурой контроля технического состояния скважин позволили разработать рациональный комплекс переаттестации обсадных колонн скважин ПХГ. На основе этого комплекса были составлены «Технологический регламент по комплексному обследованию методами ГИС обсадных колонн скважин ПХГ ООО «Кубаньгазпром» с целью их переаттестации» и первая редакция «Технологического регламента по контролю перфорации скважин ООО «Кубаньгазпром» методами ГИС.

Анализ результатов гидрогеологических, трассерных и геофизических методов исследования причин обводнения эксплуатационных скважин Северо-Ставропольского ПХГ в зеленой свите позволил установить, что основными причинами обводнения скважин является подтягивание воды из под ГВК по негерметичной заколонной крепи при снижении давления в эксплуатационном пласте ниже давления в подстилающем водоносном бассейне, а также низкие скорости восходящего потока и накапливание в фильтровой зоне конденсационной воды.

Апробация работы. Результаты исследований докладывались автором на Международной конференции по ПХГ (Москва, 1995), Международном конгрессе CITOGIC 99 (Уфа, 1999), Международном конгрессе CITOGIC-2000 (Москва, 2000), III Региональной научно-технической конференции "ВУЗовская наука-Северо-Кавказскому региону" (Ставрополь, 1999), XXX научно-технической конференции по результатам научно-исследовательской работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов за 1999 год (Ставрополь, 2000), Совещании ОАО "Газпром" по состоянию и проблемам капитального ремонта скважин (Москва, 1999), заседаниях Секции по подземным хранилищам газа Комиссии по месторождениям и ПХГ ОАО "Газпром" (Саратов, 1996, 1998, 1999; Москва, 1999, 2000), на научно-техническом совете Управления по подземному хранению газа и жидких углеводородов ОАО "Газпром" (Москва, 2000), на научно-технической конференции по новым технологиям в геофизике (Тверь, 1999), на научно - технических совещаниях ОАО «Газпромгеофизика» в 2004 и 2005 гг, на НТС ООО «Кубаньгазпром» в 2003 - 2006 гг, на заседаниях Секции по подземным хранилищам газа Комиссии по месторождениям и ПХГ ОАО "Газпром" (Кострома, 2006, Сочи, 2007).

Публикации Результаты проведенных исследований автора изложены в 30 публикациях, 3-х Технологических Регламентах; по результатам разработок получены два авторских свидетельства на изобретения. Четыре статьи опубликованы в журналах, входящих в «Перечень...» ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 172 страницах текста, иллюстрируется 27 рисунками и 8 таблицами. Список использованных источников состоит из 60 наименований.

Автор выражает свою глубокую признательность ученным и специалистам, оказавшим помощь в работе над диссертацией.

содержание работы

Первая глава посвящена анализу состояния геолого-геофизической изученности территории и закономерностей современного геологического строения Северо-Ставропольско-Пелагиадинского и Александровского месторождений, на базе которых созданы Северо-Ставропольское и Краснодарское подземные хранилища газа.

бинского, Б.П. Жижченко, Е.К. Шуцкой, Н.С. Волковой, JI.C. Темина и других исследователей.

Осадочный комплекс в пределах Центрального Предкавказья представлен мезо-кайнозойскими отложениями. Наиболее изучены миоценовые отложения, а также породы хадумского горизонта олигоценового возраста. Сред-немиоценовые отложения (чокракский, караганский и конкский горизонты) были изучены позднее, после получения из них притоков газа.

Осадочный чехол подстилается метаморфизованными породами палеозоя, представленными темно-серыми плотными сланцами с углами падения до 85°. Отмечаются трещины, выполненные кварцем. Эти породы вскрыты глубокими разведочными скважинами: 14 Северо-Ставропольская, 7, 5 Гра-чевские на глубинах, соответственно 1783, 2181, 2060 м.

Северо-Ставропольско-Пелагиадинское месторождение является многопластовым и состоит из трех газовых залежей различной стратиграфической приуроченности.

Чокракская газовая залежь. Газоносность чокракских отложений на Северо-Ставропольской площади была доказана в 1951 г. при испытании разведочных скважин 25, 26, 27 и 28. Разведочными работами установлено также наличие газовых залежей на Пелагиадинской, Ставропольской городской площадях и Сенгилеевском выступе. Газовые залежи являются пластовыми, сводовыми. Глубина залегания чокракских залежей 200 - 220 м. Коллекторами газа являются песчаные прослои, толщина которых изменяется от 2,0 до 8,5 м. Начальное пластовое давление - 0,135 МПа. Газ метановый. Содержание метана - 98 %. Вода чокракских отложений относится к водам гидро-карбонатнонатриевого типа с минерализацией от 2 до 4 г/дм3. Температура пласта - плюс 25°С.

Хадумская газовая залежь была открыта в 1950 г. Она приурочена к Северо-Ставропольскому и Пелагиадинскому поднятиям, сочленяющимся неглубокой седловиной. Внешний контур газоносности является общим для этих поднятий. Площадь газоносности составляет 590 км2, из них 460 км2 приходится на Северо-Ставропольскую структуру. Газовая залежь относится к типу пластовых со значительной по размерам (около 110 км2) зоной отсутствия подошвенной воды, называемой "сухим полем". Начальное пластовое давление 6,65 МПа. Продуктивная толща хадумского горизонта представлена частым чередованием тонких пропластков алевритов, алевролитов и глин и условно разделяется на три пачки. В верхней части хадума залегает первая реперная пачка песчаных глин темно-серого цвета толщиной до 10 - 15 м, которая является каротажным репером. Под толщей глин залегает вторая пачка, получившая название алевритовой. Проницаемость алевритов по газу колеблется от 0,8 до 1,7 мкм2. В этой пачке были сосредоточены основные запасы газа. Под алевритовой пачкой залегает пачка чередования прослоев алевритов и алевролитов с глинами, толщина ее 55 - 66 м. Алевриты рыхлые и слабоуплотненные, алевролиты залегают среди глин в виде тонких и частых прослоев различной толщины.

Глубина залегания продуктивного горизонта 650 - 750 м. Пластовое давление на начало разработки составляло 6,4 МПа, пластовая температура 66 °С. Газ метановый, с содержанием метана до 98 %. Месторождение в течение 27 лет разрабатывалось в условиях газового режима с небольшим внедрением пластовых вод. За время разработки пластовое давление снизилось до 0,8 МПа.

Залежь газа в зеленой свите эоцена Северо-Ставропольской площади открыта при бурении скважины 36 СС в 1956 г. Она приурочена к асимметричной брахиантиклинальной складке с более крутым (1°20') северным и пологим (0°30') южным крылом. Простирание складки субширотное, размеры по изогипсе минус 670 м составляют 7,5 х 5,5 км, амплитуда - 65 м. Ось структуры проходит с юго-запада на северо-восток. Продуктивность связана с I (верхняя) и II (нижняя) пачками, имеющими толщину 100- 110ми сложенными мелкозернистыми песками, песчаниками и алевролитами серыми до белых, слабосцементированными. Первая пачка расчленяется на 1, а и 2 пласты. На электрокаротажных диаграммах кровля продуктивного горизонта отбивается повышенными удельными электрическими сопротивлениями (УЭС) (от 10 до 180 Ом.м) и отрицательными аномалиями ПС до 40 mv. Глубина залегания продуктивного пласта 950 - 990 м. Проницаемость коллекторов колеблется от 0,266 до 1,3 мкм2. Газовая залежь перекрывается региональной покрышкой, представленной известковистыми глинами, с прослоями мергелей и плотных глауконитовых песчаников, толщиной 140 - 160 м. По данным геофизических исследований скважин (ГИС) покрышка характеризуется низкими УЭС - 1,5 - 2,0 Ом.м и высокими значениями гамма каротажа (ГК). Залежь газа характеризовалась как пластовая сводовая, водоплавающая. Пластовое давление 7,37 МПа, пластовая температура +79 °С. Геотермическая ступень варьирует от 16,3 до 17,4 м/°С.

Залежь газа являлась высокодебитной, абсолютно свободные дебиты колебались от 3000 до 4000 тыс. м3/сут., рабочие дебиты от 200 до 300 тыс. м3/сут. Проницаемость пласта по промысловым определениям составляла в среднем около 0,7 мкм2. Химический состав газа преимущественно метановый (содержание метана - 87 - 89 %).

Эксплуатация залежи была прекращена из-за обводнения большей части скважин. Пластовое давление в процессе разработки снизилось на 3,1 МПа. В дальнейшем давление поднялось и на начало создания ПХГ составляло 6,38 МПа. Анализы химического состава вод показывают, что они относятся к гидрокарбонатнонатриевому типу и характеризуются низкой минерализацией, колеблющейся от 5 до 11 г/дмЗ.

Особенности геологического строения отложений зеленой свиты Краснодарское ПХГ, которое создано на базе истощенного Александровского газоконденсатного месторождения, открытого в 1953г. и разрабатываемого с 1958 г. Геологический разрез Александровского ГКМ представлен отложениями четвертичного, неогенового, палеогенового периодов и породами

Pz-Mz возраста. В разрезе месторождения было открыто два продуктивных горизонта - зеленая (черкесская) свита (эоцен) и горячий ключ (палеоцен).

Александровская брахиантиклиналь входит в южную зону структур Ставропольского поднятия, имеющих простирание параллельно Главному Кавказскому хребту.

Размер структуры в пределах начального контура газоносности зеленой свиты 6x2 км, амплитуда - более 150 м, этаж газоносности 60-90 м. Складка асимметрична: северное крыло более крутое (угол падения 10°), южное — более пологое (угол падения 5°). На периклиналях углы падения составляют 12°. Мощность зеленой свиты возрастает к северу и северо-западу от 190 до 250 м, в основном за счет верхней глинистой пачки, амплитуда поднятия уменьшается вверх по разрезу до 50 м (хадум).

Краснодарское ПХГ создано в толще песчаников и алевролитов зеленой свиты. Данная толща зеленой свиты мощностью до 60 м рассматривается как единый объект. По фильтрационно-емкостной, литологической и продуктивной характеристикам продуктивный пласт был разделен на три части: I, II и III эксплуатационные объекты.

На стадии разработки месторождения, добывающие скважины (не более 14 шт.) были распределены по равномерной сетке по всей площади. Температура на глубине залегания эксплуатационного объекта составляла +88 °С, пластовое давление на момент начала эксплуатации - 8,75 МПа, в конце эксплуатации - 4,55 МПа.

Разработка месторождения велась с 1958 по 1972 гг. За этот период из продуктивных пластов зеленой свиты было извлечено 1970 млн. м3 газа, 82,7 тыс. т газоконденсата и 4,004 тыс. т нефти. Остаточные запасы газа по зеленой свите составляют 609 млн. м3.

Продуктивная газоносная толща песчаников и алевролитов зеленой свиты толщиной до 60 м рассматривается, как единый объект. По фильтрационно-емкостной, литологической и продуктивной характеристикам продуктивный пласт был разделен на три части: I, II и III эксплуатационные объекты.

Во второй главе Проведен анализ действующих систем геолого-геофизического контроля, которые являются частью объектного мониторинга Краснодарского и Северо-Ставропольского ПХГ в зеленой свите. Определены основные отличия эксплуатации ПХГ от разработки месторождений, изучено влияние циклической эксплуатации на пласт коллектор. На основе этого анализа были выработаны предложения по совершенствованию методики комплексных геолого-геофизических исследований скважин ПХГ. Автором проанализирована история создания системы геолого-геофизического контроля при эксплуатации Северо-Ставропольского ПХГ (СС ПХГ) в зеленой свите и сделаны следующие выводы.

1. Система в проведении ГИС - контроля не была отлажена, поэтому при анализе полученного материала было трудно подобрать скважины, в

которых исследования проводились систематически из года в год, от цикла к циклу.

2. Материал ГИС-бурения, полученный при бурении скважин ПХГ, мало использовался для уточнения геологического строения залежи. При построении карт текущего ГВК и соответствующих профилей за основу часто брались структурные карты и профили, построенные еще на стадии разработки месторождения, когда количество пробуренных скважин было минимальным (16 скважин).

3. Данные ГИС-контроля, выполняемого в «нейтральные» периоды ПХГ, не корректны при определении положении ГВК и текущем состоянии газонасыщенного объема, так как в эксплуатационном пласте нет «нейтрального» периода и постоянно происходят массообменные геофлюидные процессы. Кроме этого, продолжительность исследований (исследуются от 30 до 60 скважин) такова, что если при исследовании первых скважин хранилище работает на отбор, то при исследовании последних уже идет закачка газа. Соответственно, построенные по этим данным карты ГВК носят условный характер. Комплекс ГИС-контроля включал только НГК-70 и термометрию. Данные термометрии использовались для внесения поправок при расчете коэффициента газонасыщенности (Кг) и отдельно не анализировались.

4. Исследования, выполняемые геофизическими методами в эксплуатационных скважинах с целью оценки характера изменения газонасыщенности по пласту и определения ГВК не объективны. Это связано с тем, что призабойная зона эксплуатационных скважин ПХГ претерпевает значительные изменения в периоды закачки и отбора газа. Но эти изменения носят локальный характер (околоскважинная зона) и не отражают состояние пласта. Поэтому выполнение ГИС-контроля в эксплуатационных скважинах может привести к неверным выводам о газонасыщенности эксплуатационного пласта и положении ГВК.

5. Схема расположения геофизических и наблюдательных скважин, СС ПХГ, по мнению автора, была выбрана недостаточно обоснованно. В активной зоне хранилища не было пробурено ни одной геофизической скважины, почти все они были пробурены за пределами контура газоносности, то есть там, где должны располагаться пьезометрические скважины. Пьезометрические скважины на ПХГ в зеленой свите вообще отсутствуют. В качестве наблюдательных скважин используются скважины старого фонда, у которых зачастую разрушена призабойная зона или они имеют неудовлетворительное техническое состояние.

6. Как на стадии разведки месторождения, так и на стадии создания ПХГ не были выполнены детальные сейсмические исследования, не построена сейсмо-геологическая модель залежи, не выяснено наличие дизъюнктивных нарушений, не осуществлена детализация геологического строения.

7. По скважинам зеленой свиты до 1995 г. не выполнялся геолого-геофизический контроль за обводнением скважин. Основной причиной обводнения считалось подъем ГВК.

8. Геофизические методы практически не использовались для определения причин межколонных давлений в скважинах и определения герметичности их заколонной крепи.

Исходя из анализа процессов, происходящих в эксплуатационном пласте ПХГ, а также существующей системы геолого-геофизического контроля за эксплуатацией ПХГ в зеленой свите, определены пути ее совершенствования. Геолого - геофизические исследования за эксплуатацией ПХГ должны носить системный характер, основываясь на закономерностях флюидодина-мической системы ПХГ, и должны быть направлены на повышение надежности и эффективности эксплуатации подземного хранилища.

Основными задачами таких исследований являются:

• построение геолого-технологической модели ПХГ;

• регулярный контроль за газонасыщенным объемом ПХГ;

• определение причин обводнения скважин с применением соответствующих комплексов ГИС-контроля и новых прямых методов;

• подбор оптимального режима их эксплуатации;

• определение технического состояния скважин с целью определения причин обводнения, сокращения геолого-технических потерь газа и контроль за герметичностью ПХГ.

В третьей главе представлены результаты разработки геолого-технологической модели СС ПХГ в зеленой свите и ее анализ.

В связи с тем, что ФЭС эксплуатационного пласта ПХГ со временем изменяются, причем в различных частях ПХГ по-разному, за основу совершенствования системы геолого-геофизического контроля была взята детерминированная модель пласта. За ячейку этой модели принята скважина. Кол-лекторские свойства продуктивных пластов зеленой свиты изучались по результатам исследования керна, зависимостям «КЕРН - ГИС», данным ГИС-бурения, гидродинамическим исследованиям в скважинах.

Определяющим значением для характеристики геологической модели резервуара является закономерность изменения пористости. Однако говорить о всестороннем учете неоднородности резервуара и, в частности, характера изменения открытой пористости преждевременно. На различных этапах разработки месторождения, при подсчете запасов и коррективах проекта разработке, используется численный параметр - коэффициент пористости (Кп), определенный по минимально информативным материалам (керн, ГИС) в отдельных скважинах. Практика работы на ПХГ показывает, что для оценки эффективного объема резервуара ПХГ старые методические подходы зачастую бывают малоэффективными.

Оцифровка диаграмм ГИС-бурения по всем скважинам вскрывшим зеленую свиту, анализ всего имеющегося геологического материала в совокупности с эксплуатационными характеристиками резервуара зеленой свиты позволили построить геологическую модель ПХГ в зеленой свите. В работе бы-

ло использовано программное обеспечение "Геомод", позволяющее получить четырехмерную модель, визуализация которой осуществляется в виде карт, разрезов, таблиц параметров.

Основными параметрами каркасной модели ССПХГ являются координаты площади геомодели (х, у), координаты пластопересечений (х, у, Н) и отметки ГВК.

Границы площади геомодели определяются местоположением скважин: северная - скв. 376 СС; западная - скв. 3386 СС; южная - скв. 379 СС и восточная - скв. 377СС. Вся площадь геомодели составила 117,6 км2. Интервал геомодели определяется гипсометрически повышенной кровлей пласта 1 и максимальной глубиной подошвы пласта 2, в интервале абсолютных глубин 603 - 670 м. При расчете модели использовались данные по всем скважинам, вскрывшим зеленую свиту (более двухсот скважин).

Количественная обработка материалов всех скважин, вскрывших зеленую свиту, позволила уточнить такие параметры отложений зеленой свиты, как открытая пористость, глинистость, коэффициент газонасыщенности.

Впервые по замерам в скважинах построены карты кажущихся температур пластов после периода отбора 1999 г. Следует отметить, что значения температур весьма дифференцированы и отражают режимы эксплуатации, производительность скважин и дроссельный эффект.

В результате изучения новой геолого-технологической модели ПХГ в зеленой свите, можно сделать следующие выводы:

1. Полученные результаты исследований по зеленой свите, а также некоторые новые методические подходы, использованные при изучении закономерностей строения резервуара, позволили выявить ряд особенностей по-рового пространства и численных значений основных расчетных параметров.

2. После переобработки данных ГИС в соответствии с уточненной интерпретационной моделью была разработана новая цифровая, адресная геологическая модель и предложена новая классификационная таблица отложений зеленой свиты.

Класс Кп

1 >32

2 0,30 0,32

3 0,275 0,30

4 0,25 0,275

5 <0,25

По своим фильтрационным свойствам группы пород имеют, очевидно, следующую характеристику:

- Класс 5, Кпо < 25%. Глины.

- Класс 4, 25% < Кпо < 27,5. Глины алевритисгые, возможно коллектор.

- Класс 3, 0,275 < Кпо < 0,30. Алевролит глинистый.

- Класс 2, 0,30 < Кп„ < 0,32. Песчаник.

- Класс 1, Кпо > 0,32. Крупнозернистый песчаник. Супперколлектор.

На основании разработанной новой цифровой, адресной геологической модели сделаны следующие выводы:

• толщины пластов выдержаны по площади;

• первый пласт относительно однороден, практически более чем в 60% скважин содержит коллектора 3 группы (Кп от 27,5% до 30%);

• а пласт представлен низкопористыми породами, вероятно, до 80% пла-стопересечений соответствуют неколлекторам, в остальных скважинах он характеризуется как слабопроницаемый;

• второй пласт обладает наилучшими ФЕС, в этом пласте выделяется зона северо-восточного направления с очень высокими и дифференцированными свойствами. Этой зоне и этому направлению соответствует наклон текущей поверхности ГВК (до 5 - 10 м), со средним градиентом 1-2 м/км, что вероятно, связано с современным движением подземных потоков в этом направлении.

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

4. Построенная геолого-технологическая модель может служить основанием для определения точек заложения геофизических и пьезометрических скважин. Однако для уточнения положения этих точек, а также для уточнения модели хранилища желательно провести на ПХГ детальную сейсморазведку.

5. Для изучения процессов флюидодинамики, оценки параметров водонапорной системы ПХГ, определения причин обводнения скважин и геолого-технических потерь газа потребовалась разработка и совершенствование индикаторных методов исследований и разработка технологии контроля технического состояния скважин.

В четвертой главе приведены результаты разработки и совершенствования геологических и геофизических методов контроля при эксплуатации ПХГ.

Основным фактором, влияющим на снижение среднесуточных отборов газа из ПХГ в зеленой свите, является прекращение эксплуатации скважин во время отбора в виду их обводнения. Установлено несколько причин обводнения скважин:

• низкие скорости восходящего потока газа недостаточны для выноса капель конденсационной воды, которая выпадает в условиях снижения пластового давления на 2,0-2,5 МПа от давления в залежи на начало отбора;

• подъем газоводяного контакта к забоям добывающих скважин;

• подтягивание пластовой воды из второго пласта в первый (эксплуатационный) через литологические окна в "а" пласте;

• подтягивание конусов обводнения по ненадежной заколонной крепи.

Изучение причин обводнения скважин позволило повысить надежность эксплуатации хранилища за счет подбора соответствующих режимов эксплуатации или проведения своевременных ремонтно-изоляционных работ в скважинах.

Для повышения эффективности контроля за эксплуатацией ПХГ с 1996 г. был внедрен метод химического анализа вод, выносимых из скважин зеленой свиты в потоке газа.

На основе анализа полученных данных, были сделаны следующие заключения:

• не все скважины выбывают из эксплуатации по причине обводнения пластовой водой;

• скважины, выбывшие из эксплуатации по причине обводнения и скважины, выносившие пластовую по составу воду, расположены в разных частях хранилища, что плохо коррелируется с его геологическим строением;

• основное количество скважин, выбывающих по причине обводнения из эксплуатации, имеют фильтр, закрепленный резиноцементной смесью.

Исходя из этого, было выдвинуто предположение, что основной причиной обводнения скважин является конусное обводнение. Для уточнения этого в ОАО "СевКавНИПИгаз", г. Ставрополь совместно с Гидрохимическим институтом, г. Ростов-на-Дону, при участии автора разработана и успешно внедрена новая комплексная технология индикаторных исследований, которая позволяет решить следующие задачи:

• определение направления движения вод при закачке и отборе газа;

• определение положения зон обводнения ПХГ;

• установление межпластовых перетоков флюидов;

Комплексная технология индикаторных исследований обладает высокой помехоустойчивостью, точностью, экологической и санитарно-гигиенической безопасностью.

Приведены результаты разработки технологии контроля технического состояния скважин с целью снижения потерь газа при эксплуатации ПХГ.

В общем объеме потерь газа большое значение имеют потери, связанные с негерметичностью скважин и их крепи. Это объясняется тем, что на ПХГ количество скважин в десятки раз больше, чем на месторождениях, и они постоянно испытывают переменные термобарические нагрузки.

Анализ разновременных исследований методами акустической цемен-тометрии в скважинах газовых месторождений и ПХГ Краснодарского края показал, что в добывающих скважинах на месторождениях качество сцепления цемента с обсадной колонной со временем не ухудшается, а иногда даже становиться лучше. В то же время в эксплуатационно - нагнетательных скважинах ПХГ наблюдается ухудшение сцепления цементного камня с колонной со временем.

Исходя из этого, контроль технического состояния обсадных колонн скважин является важной задачей эффективного контроля герметичности подземных хранилищ и снижения потерь газа. Наиболее достоверными и эффективными методами контроля технического состояния скважин являются методы ГИС.

Для определения технического состояния скважин под руководством автора и при непосредственном его участии была разработана аппаратура КСП-Т (КСП-Т-3 и КСП-Т-7).

Приборы КСП-Т-3 были разработаны в СКТБ ПГ г. Грозный в 19831987 гг. Опытно-методическая партия этих приборов использовалась при исследованиях скважин нефтяного месторождения Тенгиз, трех сверхглубоких скважин (Кольская, Криворожская, Тюменская), глубоких скважин в Калмыкии, Астраханской области, Чечено-Ингушетии, Осетии, Ставропольском и Краснодарском краях, Грузии, на Украине, в Дагестане.

Аппаратура КСП-Т-7, разработанная автором в 1989 - 1992 годах, предназначена для комплексного контроля за техническим состоянием скважин. С этой целью в скважинном приборе было установлено четыре сканирующих электромагнитных датчика, два датчика двухплоскостного механического микрокаверномера и датчик резистивиметра. Сам прибор заканчивался узлом подключения к нему дополнительных приборов, например термометра или акустического цементомера.

Аппаратурой КСП-Т-7 при непосредственном участии автора исследовано более 50 скважин, в том числе Северо-Ставропольского, Щелковского, Елшано-Курдюмовского, Степновского и Чиренского ПХГ; нефтяных месторождений ОАО "Пермьнефть", ОАО "Роснефть - Ставропольнефтегаз", месторождения "Белый тигр".

Результаты исследовательских и экспериментальных работ положены в основу разработок «Технологического регламента по контролю перфорации скважин ООО «Кубаньгазпром» методами ГИС»; и «Технологического регламента по комплексному обследованию методами ГИС обсадных колонн скважин ПХГ ООО «Кубаньгазпром» с целью их переаттестации», а также предложений по совершенствованию «Регламентного мониторинга Краснодарского ПХГ».

В ходе подготовительных работ при разработке «Технологического регламента по комплексному обследованию методами ГИС обсадных колонн скважин ПХГ ООО «Кубаньгазпром» с целью их переаттестации» были сформулированы задачи, которые необходимо решать при переаттестации скважин. Так, для принятия решения о продлении эксплуатационного срока скважины необходимо оценивать не только состояние обсадных труб. Основную опасность недрам и окружающей среде представляют деформация эксплуатационного пласта и заколонные перетоки. Поэтому при переаттестации скважин основное внимание должно быть направлено на:

• определение технического состояния обсадных труб;

• определение мест и характера нарушений обсадных колонн включая механический износ, нарушения целостности, негерметичность в муфтовых соединениях;

• уточнение конструкции и мест расположения элементов обсадной колонны;

• выявление деформационных процессов эксплуатируемого пласта (особенно это актуально для ПХГ созданных в истощенных газовых месторождениях);

• состояние колонной крепи;

• наличие или отсутствие техногенных скоплений газа выше объекта эксплуатации;

• наличие или отсутствие заколонных перетоков.

Исходя из этих задач был составлен комплекс ГИС и технология проведения работ.

1. Термометрия - по всему стволу;

2. Шумомер - по всему стволу;

3. АКЦ (широкополосный вариант) - по всему стволу;

4. Толщинометрия (СГДТ) - по всему стволу;

5. МИД - по всему стволу;

6. Трубная профилиметрия (ПТС - 4) - по всему стволу;

7. АВР-14 ( акустический телевизор) - в выбранных по предыдущим

исследованиям интервалах

8. КСП - Т - в выбранных по предыдущим

исследованиям интервалах

9. ГК+НГК - по всему стволу;

В пятой главе охарактеризованы принципы и обоснованные автором этапы организации системы геолого-геофизического контроля на стадии создания и эксплуатации ПХГ. Основными принципами создания такой системы являются:

• Рациональность (экономичность) - получение необходимого объема информации при минимальных затратах времени и средств за счет целенаправленных исследований и сбора информации;

• Достоверность — за счет использования геолого-технологических моделей объектов контроля, созданных на базе знания деталей геологического строения залежей и технологии ее эксплуатации;

• Учет технических возможностей и особенностей применяемых геофизических и других методов контроля;

• Отнесение к объекту контроля не отдельных скважин (точек на площади хранилища), а частей залежи, различаемых по специфике геологического строения и характеру отработки при их эксплуатации;

• Комплексность (использование данных ГИС в комплексе с другими методами контроля эксплуатации);

• Накопление и использование данных всех видов информационного обеспечения контроля полученных во времени в процессе всего периода разведочных работ, разработки месторождения, создания и эксплуатации ПХГ.

Исходя из принципов построения системы геолого-геофизической контроля, предлагаются следующие этапы ее создания для новых ПХГ:

1. Разбуривание ПХГ в соответствии с технологической схемой, включая уточнение геологического строения, создание системы контроля, бурение скважин с отбором керна и т.д. На этом этапе проводится ГИС-бурение, накопление и обобщение геолого-геофизического материала. Если на ПХГ не выполнены детальные сейсмические исследования, то целесообразно их провести до начала разбуривания ПХГ.

2. Создание геолого-геофизической модели на основе материалов сейсморазведки и ГИС-бурения.

3. Разработка рационального комплекса ГИС-контроля. На этом этапе проводятся опытно-методические работы с целью разработки рационального комплекса ГИС конкретно для данного пласта резервуара ПХГ.

4. Выбор критериев контроля, создания интерпретационной моделей и разработка методического сопровождения ГИС-контроля. Это один из основополагающих этапов, т.к. создание недостоверной интерпретационной модели может привести к искажению результатов контроля. Критерии контроля должны быть положены в основу автоматизированной системы управления эксплуатацией ПХГ. Такими критериями могут быть газонасыщенность, температура, давление, положение ГВК в различных зонах хранилища и т.д.

5. Создание флюидодинамической и зонной технологической моделей, которые вместе с геолого-геофизической, составляют геолого-технологическую модель ПХГ. На этих моделях исследуется изменение газонасыщенности и движение ГВК в зависимости от объемов закачки, отбора газа в отдельную скважину, зону и ПХГ в целом. Усовершенствование системы геолого-геофизического контроля за эксплуатацией ПХГ проводится на основании геолого-технологической модели. Определяется принципиальная схема заложения контрольных, наблюдательных, пьезометрических и геофизических скважин на ключевых участках и основных направлениях потоков газа.

6. Адаптация технологической модели и системы геолого-геофизического контроля и их корректировка.

7. Создание автоматизированной системы управления эксплуатацией

ПХГ.

Создание системы геолого-геофизического контроля (рис. 1) является одним из первых шагов на пути обеспечения оптимального автоматизированного режима эксплуатации хранилища и тем самым достигается главная задача ПХГ - достижение необходимых суточных объемов отбора (закачки) в необходимый промежуток времени без негативного воздействия на геологическую среду. При такой системе геолого-геофизического контроля автома-

Рисунок 1 - Система геолого-геофизического контроля (составил Рубан Г.Н.)

тизированная система управления, исходя из задания по закачке или отбору газа, подключает необходимое количество скважин в соответствии с оптимальным режимом их работы .Геолого-геофизический контроль эксплуатации ПХГ направлен на решение трех основных задач:

• исследование формирования и состояния газонасыщенного объема пласта - объекта эксплуатации;

• определение эксплуатационных характеристик эксплуатационно — нагнетательных скважин;

• оценку состояния герметичности объекта эксплуатации - анализ геологических, технологических и технических факторов.

Основным объектом контроля при эксплуатации ПХГ является газонасыщенный объем, состояние которого предопределяет потенциальные возможности хранилища. Основой контроля за газонасыщенным объемом являются геофизические исследования (ГИС - контроль). Однако проведение ГИС - контроля в действующих скважинах имеет ограничение, из-за малой глубинности геофизических скважинных приборов исследуется только прилегающая непосредственно к скважине зона. Поэтому основной объем ГИС-контроля должен выполняться в геофизических скважинах. Эти скважины на Северо - Ставропольском ПХГ в зеленой свите необходимо располагать по площади хранилища в наиболее характерных точках. Схема рационального расположения этих скважин разработана на основании геолого-технологической модели залежи. Все хранилище можно разделить на четыре зоны. Центром зонной модели должна стать скважина 1Г, пробуренная в районе скважины 81 СС, там, где эксплуатационный объект зеленой свиты имеет наиболее высокие гипсометрические отметки. От этой скважины по четырем направлениям рекомендуется расположить геофизические и пьезометрические скважины тремя контурами.

Четыре скважины первого контура рекомендуется расположить так, чтобы они вскрывали первый пласт на одинаковых гипсометрических отметках -615-610 м. Первая из них должна быть пробурена на север - северо-восток от скважины 1Г, вторая - по направлению на юго-запад, третья - на юг, четвертая - по направлению на юго-восток. Две скважины второго контура необходимо пробурить - одну на западе, другую на юге. Они также должны вскрыть первый пласт на одинаковых гипсометрических отметках -625 - 620 м. Третий контур будут составлять существующие геофизические скважины внутреннего контура и наблюдательная 163 СС. Скважины геофизические внешнего контура рекомендуется перевести в пьезометрические. Всего необходимо пробурить семь геофизических скважин специальной конструкции (рис. 2).

Скважины должны быть спроектированы и построены таким образом, чтобы в них можно было проводить расширенный комплекс исследований, то есть иметь следующую конструкцию: направление 0 600 мм опускается на глубину 10 м, кондуктор 0 324 мм - на глубину 250 м в кровлю майкопских отложений, промежуточная колонна 0 245 мм перекрывает отложения

Рис. 2

хадумского горизонта и спускается до кровли бурой свиты, эксплуатационная колонна 0 168 мм перекрывает отложения бурой и зеленой свит стекло-пластиковой трубой. В этой трубе могут быть заранее вмонтированы датчики и зонды. Информация от этих датчиков и зондов должна передаваться на поверхность.

В результате проведения опытно-методических работ в этих скважинах будут определены расчетные параметры для оценки состояния газонасыщенного объема. Такими параметрами могут быть зависимость газонасыщенности, давления, температуры от количества газа закачанного (отобранного) в определенной зоне, степень изменения пласта коллектора и т.д.

Расчетный период эксплуатации ПХГ составляет 50 - 70 лет, следовательно, чем тщательнее будет реализована разработанная система контроля, тем эффективнее будет осуществляться эксплуатация ПХГ.

Основной задачей контроля эксплуатационных характеристик эксплуатационно - нагнетательных скважин должно стать определение причин низкой производительности или снижение производительности этих скважин. Методами решения этой задачи является комплекс ПОТОК - СОСТАВ и газодинамические исследования. Работы по этому комплексу должны проводиться по мере необходимости в скважинах со снижающейся производительностью, в обводняющихся скважинах с целью выявления причин обводнения и в скважинах производительность которых ниже проектной.

При оценке состояния герметичности ПХГ анализируют геологическую, технологическую и техническую герметичности. Для решения этих задач используют комплексные геологические, гидрогеологические, геофизические и аналитические исследования, контроль перетоков, формирование техногенных залежей. Эти комплексные исследования проводятся по специальным программам, при горно-технологическом обследовании или при возникновении признаков негерметичности ПХГ.

Исходя из принципов и этапов построения системы геолого-геофизического контроля ПХГ, геологической модели СевероСтавропольского ПХГ, системных исследовательских работ в геофизических скважинах Краснодарского ПХГ рекомендуется проведение следующих мероприятий по ССПХГ:

1. Осуществить бурение геофизических скважин в соответствии с геолого-технологической моделью. Бурение скважин рекомендуется выполнить с отбором керна в интервале хадумского горизонта, бурой свиты и зеленой свиты. В этих же скважинах необходимо выполнить расширенный комплекс ГИС-бурение. Интервал от кровли бурой свиты до забоя необходимо обсадить пластиковыми трубами.

2. Продолжить выполнение индикаторных и гидрогеологических исследований с целью определения характера водопритоков в эксплуатационные скважины, ФЕС коллектора и визуализации путей миграции флюидов.

3. Разработать алгоритмы управления закачкой и отбором газа на основании зонной модели и данных геолого-геофизического контроля.

Для совершенствования системы геолого-геофизического контроля Краснодарского ПХГ разработаны предложения в «Регламент объектного мониторинга Краснодарского ПХГ»:

1. Контроль за Кг и ГВК выполнять по скважинам №81, 82, 83, 84, 85, 158, 159 два раза в месяц с учетом отобранного и закачанного газа за период между исследованиями и одновременное измерение Тпл и Рпл автономными приборами в скважинах №18, 126, 11, 46, 44, 25, 155, 45, 10, 26.

2. Газодинамические исследования сопровождать ГИС-контролем со снятием профиля притока.

3. Контроль за герметичностью ПХГ выполнять в рамках программы переаттестации скважин или по индивидуальным программам.

4. Дополнить «Регламент..» пунктами:

4. 1.3 .а Проведение исследований обводняющихся скважин ПХГ с целью определения причин обводнения и разработки мероприятий по предотвращению обводнения скважин.

5. 3.1.а Мониторинг геодинамических процессов:

6. 3.1.а. 1 контроль за изменением толщины эксплуатируемого пласта в эксплуатационных скважинах центральной зоны хранилища - 5 скважин;

7. З.З.а.2 контроль напряженного состояния обсадных колонн и пласта-5 скважин.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Автором проанализированы особенности эксплуатации ПХГ и показано, что процессы, происходящие в пласте коллекторе, отличаются от процессов при разработке газовых месторождений. Выполнен анализ систем контроля разработки газовых месторождений и существующей системы геолого - геофизического контроля эксплуатации ПХГ. Сделан вывод о том, что система геолого-геофизического контроля при эксплуатации ПХГ, имея много общего с аналогичной системой при контроле за разработкой газовых месторождений, имеет ряд отличительных особенностей. Главное в системе контроля при эксплуатации ПХГ - это непрерывный мониторинг состояния пласта коллектора и герметичности хранилища.

2. Результаты изучения флюидодинамических процессов и разработанная геолого-технологическая модель ПХГ позволили по новому подойти к совершенствованию системы геолого-геофизического контроля эксплуатации хранилищ газа.

3. Основными элементами системы контроля формирования искусственной газовой залежи является геофизические, пьезометрические, контрольные и наблюдательные скважины. Эффективность системы контроля зависит от порядка их размещения и системы геолого-геофизических исследований в них. Конструкции геофизических и пьезометрических скважин должны отвечать требованиям контроля за изменениями газонасыщенности, температуры и давления, ФЕС и другими изменениями пласта-коллектора.

4. Автором разработаны предложения по повышению эффективности ГИС-контроля, основанные на необходимости усовершенствования аппаратуры газогидродинамического каротажа и разработки технологии определения степени разрушения призабойной зоны эксплуатационных скважин при помощи геофизических методов.

5. Разработанный рациональный комплекс обследования обсадных колонн скважин позволяет снизить технические риски при эксплуатации ПХГ.

6. Разработанная схема методического сопровождения и расчетные параметры системы геолого-геофизического контроля эксплуатации ПХГ позволяют автоматизировать систему управления нагнетанием (отбором) газа ПХГ на базе исследований выполняемых в геофизических, пьезометрических и наблюдательных скважинах. Каждая характерная зона хранилища должна контролироваться такой скважиной.

7. Результаты данной работы позволяют сделать вывод о возможности создания интеллектуальных ПХГ на основе системного контроля состояния искусственной газовой залежи посредством рационального и достоверного комплекса исследований в специальных геофизических, пьезометрических, наблюдательных и контрольных скважинах. При этом должны использоваться интеллектуальные эксплуатационно-нагнетательные скважины и современные наземные системы КИП и автоматики.

список основных публикаций

Основное содержание диссертационной работы опубликовано в следующих работах:

1. Авторское свидетельство № 1286758 AI. Способ исследования обсадных колонн в скважине и устройство для его осуществления. В.Н. Колесников, Г.Н. Рубан. 30.01.1987.

2. Авторское свидетельство № 1523657 AI. Устройство для центрирования приборов в скважине и приспособление для его установки. Г.Н. Рубан, C.B. Страмоусов. 23.11.1989.

3. Г.Н. Рубан, A.A. Даутов, С.Г. Сагова, Определение технического состояния скважин аппаратурой КСП-Т. «Нефтяное хозяйство», 1993, № 7, С 6-8.

4. В.В. Зиновьев, И.В. Зиновьев, Г.Н. Рубан. Гарант стабильности газоснабжения на Северном Кавказе. «Газовая промышленность», 1999, № 5, С. 6263.

5. Г.Н. Рубан, A.A. Даутов, С.Г. Сагова, О.В. Керимова. Опыт работы по контролю технического состояния скважин Северного Кавказа. Сборник научных трудов: «Строительство газовых и газоконденсатных скважин». М.: ООО «ВНИИГАЗ», 1993, С 53-56.

6. И.М. Дмитриенко, Г.Н. Рубан, В.Г. Берибесов. Состояние и проблемы промыслово-геофизического контроля за разработкой и эксплуатацией Северо-Ставропольского ПХГ. АИС Каротажник, вып. 59. Тверь: 1999 - с. 102-104.

7. Г.Н. Рубан, О.Н. Марков, С.А. Варягов. Совершенствование системы контроля за эксплуатацией Северо-Ставропольского ПХГ в хадумском горизонте. Сборник научных трудов. Серия «Нефть и газ», вып.З СевКавГТУ. Ставрополь: 2000. С. 102-107.

8. Г.Н. Рубан, Н.В. Еремина. Оценка водопритоков к газовым скважинам Северо-Ставропольского ПХГ зеленой свиты. Сборник научных трудов. Серия «Нефть и газ», вып.З. СевКавГТУ. Ставрополь: 2000. С. 111-115.

9. Г.Н. Рубан, В.А. Гридин, С.А. Варягов. Обоснование геолого-промысловой модели Северо-Ставропольского подземного хранилища газа в горизонте зеленой свиты. Сборник научных трудов. «Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации подземных хранилищ газа», вып.ЗЗ. ОАО «СевКавНИПИгаз» . Ставрополь: 2000. С.101-107.

10.Г.Н. Рубан, И.В. Зиновьев, С.А. Варягов. Пути совершенствования ГИС -контроля за эксплуатацией ПХГ». Научно - технический вестник «Каро-тажник, вып. 83. г. Тверь: 2001. С. 83 - 89.

11.Г.Н. Рубан, И.В. Зиновьев, JI.H. Рубан. Особенности ГИС - контроля за эксплуатацией ПХГ «Зеленая свита». Научно - технический вестник «Ка-ротажник, вып. 85 г. Тверь: 2001. С 32 - 35.

12.Г.Н. Рубан, В.М. Хоперский, A.C. Михайлин, М.Г. Рубан. Сопровождение капитального и подземного ремонта методами ГИС. Сборник докладов международной научно - практической конференции: «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ» г. Кисловодск: 2003. С 239 - 245.

13.Г.Н. Рубан, JI.H. Рубан, М.Г. Рубан. Основные принципы построения системного контроля эксплуатации ПХГ. Сборник докладов международной научно - практической конференции: «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ» г. Кисловодск: 2003. С. 309-320.

14.Г.Н. Рубан. «Особенности переаттестации технического состояния обсадных колонн скважин методами ГИС». Газовая промышленность №12, 2005, С. 53-55.

15.Г.Н. Рубан, В.Ф. Янкевич, В.В. Говдун «Совершенствование водоизоляци-онных работ на позднем этапе разработки месторождений газа». Научно-технический журнал Технологии ТЭК, вып. № б (37) 2007, С. 28-29.

16.Г.Н. Рубан. Совершенствование системы объектного мониторинга // II Международная конференция «ПХГ: Надежность и эффективность (UGS-2008)». М.: ВНИИГАЗ. 2008.

Подписано к печати «28» октября 2008г.

Заказ № 5500 Тираж 200 экз.

1 уч. - изд.л, ф-т 60x84/16 Отпечатано в ООО «ВНИИГАЗ», 142717, Московская область, Ленинский р-н, п. Развилка, ООО «ВНИИГАЗ»

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Рубан, Георгий Николаевич

1.1 Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза

1.2 Основные черты тектоники

1.3 Газоносность

1.4 Залежь газа в зеленой свите эоценовых отложений СевероСтавропольской площади

1.5 Краткий анализ разработки газовой залежи Северо-Ставропольско-Пелагиадинского месторождения в зеленой свите

1.6 Особенности геологического строения отложений зеленой свиты Александровского газоконденсатного месторождения

1.7 Система геолого-геофизических исследований, выполненных на этапе разведки и разработки Северо-Ставропольско-Пелагиадинского месторождения

1.8 Характеристика геолого-геофизических исследований, выполненных на этапе создания Северо-Ставропольского ПХГ в зеленой свите

1.9 Обобщение исследований ГИС-контроля на Краснодарском ПХГ

1.10 Существующая система ГИС-контроля эксплуатации Краснодарского ПХГ

Глава 2 Особенности системы геологического и геофизического контроля при эксплуатации подземных хранилищ газа

2.1 Различия в геолого-геофизическом контроле при разработке месторождений и эксплуатации ПХГ

2.2 Исследования флюидодинамических процессов с использованием методов ГИС-контроля в скважинах Краснодарского ПХГ

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности системы геолого-геофизического контроля за эксплуатацией подземных хранилищ газа"

В отечественной практике, в соответствии с действующими «Правилами создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах», контроль эксплуатации ПХГ осуществляется по «Регламенту объектного мониторинга недр при эксплуатации ПХГ». Однако, ими не учитывается, что в результате разнонаправленных газовых потоков при нагнетании и отборе газа и периодическом обводнении и осушении призабойная зона претерпевает значительные изменения фильтрационно-емкостных свойств. Радиус измененной зоны превышает радиус чувствительности геофизических приборов, что приводит к искажению получаемой информации. Часто, в качестве наблюдательных используются скважины старого фонда, оставшиеся после разработки месторождения. Иногда в этих скважинах разрушена призабойная зона или они характеризуются неудовлетворительным техническим состоянием. Геофизические и наблюдательные скважины располагаются по определенной схеме, но эта схема не учитывает движения основных флюидодина-мических потоков, потому что составляется еще на стации технологического проектирования, когда не пробурен еще весь фонд скважин и не построена 6 уточненная геологическая модель. Исследования, выполняемые в этих скважинах, не в полной мере отражают действительного состояния искусственной газовой залежи.

Северо-Ставропольское и Краснодарское ПХГ созданы в одинаковых отложениях зеленой свиты, но имеют различные системы контроля. Например, на Северо - Ставропольском ПХГ в зеленой свите геофизические скважины были пробурены за контуром ГВК, а на Краснодарском ПХГ -внутри контура, в активной зоне хранилища. Анализ этих систем контроля и исследования, выполненные по изучению флюидодинамических процессов с применением геофизических приборов, позволили определить общие характерные закономерности, происходящие в ПХГ и привели к выводу, что совершенствование геолого-геофизического контроля эксплуатации ПХГ с использованием современных методов компьютерного моделирования позволит получать более достоверные данные о текущем состоянии искусственной газовой залежи и являются одним из первых шагов создания интеллектуальных ПХГ.

Цель работы - разработка усовершенствованной системы геолого-геофизического контроля объектов хранения газа в пористых пластах для повышения надежности, достоверности и эффективности их эксплуатации (на примере Северо-Ставропольского и Краснодарского ПХГ).

Основные задачи исследований.

4. Исследования алгоритмов изменений различных геолого-геофизических параметров (температуры, давления, коэффициента газона7 сыщенности) в зависимости от объема газа в пласте и возможностей геофизических приборов для их определения;

6. Разработка рационального комплекса обследования обсадных колонн скважин ПХГ.

Научная новизна.

Основные защищаемые положения.

4. Обоснование новых критериев (выбор конструкции, точек заложения, размещения геофизических скважин, системы и видов исследований и др.) геолого-геофизического мониторинга эксплуатации ПХГ.

• качество и достоверность результатов геолого-геофизических исследований и контроль эксплуатации ПХГ, а также усовершенствовать «Регламент объектного мониторинга Краснодарского ПХГ»;

• точность и эффективность выделения интервалов перфорации эксплуатационно - нагнетательных скважин ПХГ на основе разработанного автором «Технологического регламента по контролю перфорации скважин ООО «Кубаньгазпром» методами ГИС»;

• надежность и объективность принятия решений о возможном продлении срока службы эксплуатационно - нагнетательных скважин с использованием разработанного автором «Технологического регламента по ком9 пленному обследованию методами ГИС обсадных колонн скважин ПХГ ООО «Кубаньгазпром» с целью их переаттестации»;

• надежность эксплуатации Северо - Ставропольского ПХГ в зеленой свите на основании определения причин обводнения скважин при помощи гидрогеологических и индикаторных и промыслово - геофизических методов исследований и соответствующей корректировки технологических режимов работы скважин и ПХГ в целом.

Реализация результатов работы.

В результате исследовательских и опытно-конструкторских работ автором усовершенствован «Регламент объектного мониторинга Краснодарского ПХГ» в части геолого-геофизического контроля, разработаны приборы контроля технического состояния скважин КСП-Т-3 и КСП -Т-7. Этими приборами исследовано техническое состояние обсадных колонн более чем 200 скважин нефтяных и газовых месторождений Северного Кавказа, Закавказья, Калмыкии, Украины, уникального месторождения Тенгиз (Казахстан) месторождения Белый Тигр (Вьетнам), Кольской, Криворожской, Уренгойской сверхглубоких скважин. Системные исследования в Уренгойской сверхглубокой скважине позволили определить динамику развития нарушения технической колонны. По разработанной автором технологии контроля технического состояния скважин проводились исследования скважин СевероСтавропольского, Щелковского, Елшано-Курдюмского, Чиренского (Республика Болгария) ПХГ, которые позволили определить техническое состояние

10 скважин наметить и провести обоснованные работы по капитальному ремонту.

Проведение опытно-методических и экспериментальных работ с различной аппаратурой контроля технического состояния скважин позволили разработать рациональный комплекс переаттестации обсадных колонн скважин ПХГ, а также «Технологический регламент по комплексному обследованию методами ГИС обсадных колонн скважин ПХГ ООО «Кубаньгазпром» с целью их переаттестации» и «Технологический регламент по контролю перфорации скважин ООО «Кубаньгазпром» методами ГИС.

Апробация работы. Результаты исследований докладывались автором на Международной конференции по ПХГ (Москва, 1995), Международном конгрессе С1Т001С 99 (Уфа, 1999), Международном конгрессе С1Т001С-2000 (Москва, 2000), III Региональной научно-технической конференции "ВУЗовская наука-Северо-Кавказскому региону" (Ставрополь, 1999), XXX научно-технической конференции по результатам научно-исследовательской работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов за 1999 год (Ставрополь, 2000), Совещании ОАО "Газпром" по состоянию и проблемам капитального ремонта скважин (Москва, 1999), заседаниях Секции по подземным хранилищам газа Комиссии по месторождениям и ПХГ ОАО "Газпром" (Саратов, 1996, 1998, 1999; Москва, 1999, 2000), на научно-техническом совете Управления по подземному хранению газа и жидких углеводородов ОАО "Газпром" (Москва, 2000), на научно-технической конференции по новым технологиям в геофизике (Тверь, 1999), на научно - технических совещаниях ОАО «Газпромгеофизика» в 2004 и 2005 гг, на НТС ООО «Кубаньгазпром» в 2003 - 2006 гг, на заседаниях Секции по подземным хранилищам газа Комиссии по месторождениям и ПХГ ОАО "Газпром" (Кострома, 2006, Сочи, 2007).

1 Особенности геологического строения Центрального Предкавказья и приуроченных к ним Северо-Ставропольско-Пелагиадинского газового и Александровского газоконденсатного месторождений

Современным представлениям о геологическом строении Центрального Предкавказья в значительной мере способствовали работы И.О. Брода, А.И. Летавина, В.Е. Орла, Г.Т. Юдина, В.Е. Хаина, Ю.А. Стерленко, Ю.В. Тернового, Г.Н. Чепака, Б.П. Жижченко, Е.К. Шуцкой, Н.С. Волковой, Л.С. Темина и других исследователей. Осадочный комплекс в пределах Центрального Предкавказья представлен мезо-кайнозойскими отложениями. Наиболее древние изученные отложения разреза Северо-Ставропольского месторождения, залегающие под четвертичными, это породы нижнего сармата - горизонт с ЗупёеБтуа гейеха. Среднемиоценовые отложения были изучены позднее, после получения притоков газа из них. Большая роль в изучении стратиграфии этих отложений принадлежит геологам геологоразведочной конторы (О.М. Григорьевой, С.И. Онопа, Б.Я. Ковтун). С выявлением продуктивных горизонтов в палеогене отложения этого возраста были детально изучены на основе разведочного и эксплуатационного бурения.

Геологическое строение Ставропольского свода, к которому приурочено месторождение, освещено в многочисленных опубликованных и фондовых работах [ 5; 6; 17; 18; 20; 21; 22; 23; 46; 78; 79; 93; 94; 95; 104; 106; 110; 111; 112; 120; 141; 142; 144; 146; 149; 151; 156; 160]. Поэтому в работе изложены только краткие сведения о стратиграфии, тектонике и нефтегазо-носности, чтобы показать пространственное расположение залежей зеленой свиты (в дальнейшем ПХГ), являющихся предметом исследования, и представить систему геолого - геофизического контроля при эксплуатации подземного хранилища газа в общей системе контроля геодинамических процессов, происходящих в земной коре.

Информация о работе

Рубан, Георгий Николаевич
кандидата технических наук
Москва, 2008
ВАК 25.00.17

Диссертация

Повышение эффективности системы геолого-геофизического контроля за эксплуатацией подземных хранилищ газа - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы