авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

Развитие технологий мониторинга за объектом подземного хранения газа (на примере центрального пхг)

-- [ Страница 2 ] --

В общем виде связи между объемной плотностью (об) и пористостью (Кп) описываются формулой, известной ещё со времен Архимеда - , где ж для сухих объектов можно принять равной нулю.

Анализ представленных данных свидетельствует о том, что для коллекторов (Кп0,17 д.е.) минералогическая плотность может изменяться от 2,5 до 2,8 г/см3. Для наиболее пористых пород (Кп=0,30,35 д.е.) она в среднем соответствует 2,68г/см3, что характерно для кварцевых песчаников. Породы же неколлекторы могут иметь м от 2,2 до 2,8 г/см3.

Исходя из вышеизложенного при использовании для определения Кп в коллекторах по данным плотностного гамма-гамма каротажа (ГГКП) вполне допустима формула с ж=1г/см3: Кп = (2,68 – об)/1,68

Основными петрофизическими связями в интерпретационной модели являются зависимости между электрическими свойствами пласта (относительное удельное электрическое сопротивление горной породы или параметр пористости Рп=вп/в, где вп – удельное электрическое сопротивление пласта (керна) при его 100% насыщении пластовой водой с удельными электрическими сопротивлениями в и коэффициент увеличения электрического сопротивления или параметр насыщения – Рн=п/вп, где п – удельное электрическое сопротивление незатронутой проникновением части продуктивного пласта (частично насыщенного водой керна)) и коллекторскими (пористость – Кп и водонасыщенность – Кв) свойствами пласта (керна).

По традиции связи Рп=f(Кп) и Рн=f(Кв) выражаются в виде степенных функций Рп=а·Кп-n и Рн=b·Кв-m, поскольку их графики в двойном логарифмическом масштабе изображаются в удобной форме – в виде прямых линий:

lgРп = -nlgКп + lga и

lgРн = -mlgКв + lgb

Величину n по В.Н.Дахнову называют показателем цементации породы; для слабосцементированных терригенных пород она соответствует чаще всего 1,3-1,5. Для рассматриваемых пород эти зависимости Pп=f(Кп) и Рн=f(Кв) описывается выражениями Рп = 1,42*Кп-1,49 и Рн = 1,182Ков-1,5566.

Полученная зависимость позволяет оценивать емкостные свойства пород по данным электрических методов ГИС, внося поправку за влияния пластовых условий.

Полученные результаты комплексных лабораторных исследований используются для создания петрофизических и интерпретационных моделей, а также являться базой для наполнения моделей Увязовского, Щелковского и Касимовского ПХГ

Для изучения воздействия переменного давления на прочностные свойства пород Центрального ПХГ были отобраны образцы различных литологических разностей: глины алевритовой и алевролита глинистого, а также песчаника мелкозернистого из пласта-коллектора.

Во всех рассмотренных образцах определялись пористость, проницаемость, плотность, коэффициенты разуплотнения в зависимости от эффективных напряжений при неравномерном сжатии. Рассматриваемые параметры определялись при атмосферном давлении и после двенадцатикратных циклов повышения давления и снижения его до атмосферного.

В условиях неравномерного объемного сжатия все образцы показали высокие деформационные свойства. Коэффициенты разуплотнения (v) у низкопроницаемых образцов был в 2 – 3 раза выше, чем у высокопроницаемых. В результате деформационного разуплотнения увеличились значения емкостного пространства (Кпi). Наблюдалось значительное увеличение проницаемости (Кпрi). Это говорит о том, что в условиях неравномерности и наблюдаемой разуплотненности пород, возможно увеличение проницаемости. После деформации в образцах наблюдается появление пустот различной морфологии, - от отдельных пустот изометричной формы до трещин различной направленности и конфигурации. Это ухудшает прочностные свойства пород-флюидоупоров и коллекторов. Поскольку образецы глины является изолирующей породой, то в результате деформационного разуплотнения их изолирующие свойства значительно ухудшаются.

В отдельных участках деформированных образцов песчаного коллектора отмечаются изменение ориентировки зерен, неравномерное разуплотнение, а в темноцветных участках породы явления пластической деформации. Таким образом, разуплотнение образцов песчаного коллектора привело к нарушению их структуры, что может обусловливать миграцию обломочных частиц породы при отборе газа из пласта.

В образцах глинистого флюидоупора, в результате деформационного разуплотнения также появились точечные и щелевидные пустоты, паутинообразные тонкие трещины на контактах глинистых частиц, что значительно ухудшает изолирующие свойства породы.

Третья глава посвящена выделению и оценке коллекторов, анализу насыщенности и оценке запасов газа с учетом неоднородности их геологического строения.

Технология выделения коллекторов, определение их литологического состава, глинистости, пористости, газонасыщенности предусматривает выполнение двух этапов. На первом этапе так называемой геофизической интерпретации по результатам исследования скважинах выделяются пласты, определяются истинные значения параметров пластов.

На втором этапе, так называемой геологической интерпретации исправленные значения геофизических параметров используются для выделения коллекторов, определения фильтрационных и емкостных параметров.

Для щигровских отложений Окско-Цнинского вала основной проблемой при интерпретации ГИС является оценка глинистости и учет её влияния на сопротивление пласта-коллектора и показания нейтронных методов. Песчано-алевритовая структура скелетного компонента повышает показания ГК (глинистость), что сказывается на достоверности определения пористости по НК, АК, ГГК. В связи с этим была проработана технология оценки данных параметров с учетом петрофизических исследования керна и связей «ГИС-керн».

Расчет коэффициента пористости по материалам ГИС для наиболее чистых песчаников проводился по уравнению среднего времени без учета глинистости. Время прохождения продольной волны в скелете породы соответствует полученным характеристикам при моделировании пластовых условий.

Для пластов 1,2,3 щигровского горизонта использовалось уравнение предложенное ООО «Газпром геофизика»

Кпо =((Т - (Тск - Сгл *(Тгл - Тск)) / Тж - Тск - Сгл *(Тгл - Тск),

где:

  • Т - интервальное время по кривой АК;
  • Сгл - массовая глинистость пород;
  • Тск для песчаников =168 мксек/м (D2);
  • Тгл = 330 мксек/м;
  • Тж = 613 мксек/м.

Влияние степени глинизации коллекторов учитывалось внесением поправки за массовую глинистость.

В заглинизированных пропластках (Пласт 0), применимо уравнение

Кп=1-0.5Тск/ Тж-0.5((5Тск/ Тж)2 +4 Тск(1/ Тиз-1/ Тж))

Для пласта «0» Тск = 172мск./м

Петрофизическая зависимость между пористостью и проницаемостью по результатам обобщения фактографических материалов (керн-ГИС) описывается уравнением: Кпр = Кп3,82(1-Кп)-2(1-0,89пс0,36)-6,48

Отметим, что результаты расчетов пористости по ГИС, близко к значениям, измеренным на керне.

Требования, предъявляемые к точности оценки полезного объема подземных газохранилищ, существенно выше, чем при подсчете запасов газа на месторождениях углеводородного сырья: период работы газохранилища при отборе – 120-150 суток, при закачке 100-180 суток. Знание его объема позволяет правильно организовать режим работы хранилища с наименьшими потерями порового объема и обеспечить регулирование неравномерности газопотребления в течение года. Кроме того, высокая стоимость создания хранения газа в водоносных пластах, требует полного использования потенциальной емкости газохранилищ.

При расчете полезного объема подземных газохранилищ основные трудности связаны с необходимостью точного определения коэффициента газонасыщенности Кгтек. при вытеснении воды газом (закачка) и газа водой (отбор). Оценка остальных параметров, определяющих объем хранилища коэффициента пористости (Кп), проницаемости (Кпр), эффективной мощности (hэф), не представляет труда при наличии детальных геолого-геофизических исследований в интервале отложений пласта-коллектора.

Как известно, коэффициент вытеснения воды газом Квг определяется фильтрационно-емкостными параметрами коллектора и динамическими условиями вытеснения воды газом в процессе закачки. Зависимость величины Квг от свойств пласта и условий вытеснения изучена недостаточно, что не позволяет априорно определить коэффициент Квг для различных динамических и гидрогеологических условий создания подземных газохранилищ.

В настоящее время величину Квг можно определить двумя способами: на основании лабораторных экспериментов на образцах пористых сред и по данным геофизических исследований современной аппаратурой ядерно-геофизических методов.

Второй способ реализуется путем промысловых наблюдений и по данным геофизических исследований в зоне формирования «газового пузыря».

Гидрохимические наблюдения за пластовой водой дают удовлетворительные результаты только в одиночных скважинах, расположенных в купольной части хранилища, поэтому их практическое применение для оценки величины Квг весьма ограничено.

Коэффициент вытеснения воды газом принципиально можно оценить по коэффициенту газонасыщенности, который определяется по данным ГИС электрического и радиоактивного методов.

При оценке средней величины коэффициента вытеснения воды газом для пласта-коллектора необходимо решить ряд частных задач, основными из которых являются следующие. Учитывая неоднородность отложений по мощности и площади, необходимо обосновать систему расчета среднего значения Квг для условий, когда известны величины Квг для отдельного пласта. Кроме того, следует определить характер изменения величины Квг по площади в зависимости от расположения эксплуатационных скважин, оценить размеры и параметры зоны граничного насыщения (переходной зоны от растворенного газа к свободному); при этом нужно установить время и места наблюдений за величиной коэффициента вытеснения, чтобы получить знания, отражающие насыщенность всего пласта, а не прискважинной зоны единичных скважин.

По керновым данным и по результатам интерпретации геофизических материалов пласт-коллектор представлен толщей высокопористых песчаников, в различной степени глинистых, разделенных отдельными прослоями глин. Верхняя часть нижнещигровских отложений, которая является объектом хранения газа, более глинистая, чем остальная часть пласта. Пористость отложений меняется по площади и мощности в основном от 16 до 35%. По результатам газодинамических исследований, выполненных под руководством О.Г. Семенова, проницаемость изменяется от нескольких сотен миллидарси до нескольких дарси. В целом пласт-коллектор в нижнещигровских отложениях на фоне существенных вариаций фильтрационно-емкостных свойств по мощности и площади характеризуется высокими коллекторскими свойствами: средней пористостью порядка 28% и средней проницаемостью около 1Д.

Анализ результатов замеров нейтронным гамма методом показал, приемистость пластов по газу существенно различна и коррелируется с глинистостью и давлением закачки, а также связана со степенью смачиваемости коллектора.

Для определения количественных критериев интервалов, принимающих газ, т.е. для установления граничных значений свойств, характеризующих пласт как коллектор, величины коэффициентов вытеснения воды газом были сопоставлены по пластам с соответствующими значениями относительных показаний гамма каротажа (ГК и ГК-С), пропорциональных глинистости пород (Сгл) (рисунок 1). Между величинами Квг и Сгл наблюдается уверенная корреляционная связь, характер которой во времени существенно не меняется. Анализ данной зависимости, построенный по результатам ГИС и исследований керна по скважинам Центрального ПХГ показал, что пласты с Сгл 18 % газ практически не принимают (рисунок 1).

 - Зависимость коэффициента насыщения газом от глинистости Сгл (по ГК). -7

Рисунок 1. - Зависимость коэффициента насыщения газом

от глинистости Сгл (по ГК).

Наличие приведенной на рисунке 1 связи и правомочности ее дальнейшего исследования для характеристики нижнещигровских отложений Центральной части Окско-Цниского вала обусловлена следующим - пористость нижнещигровских отложений высокая; при этом их глинистость достаточно уверенно коррелируется с проницаемостью и пористостью, т.е. изменение коллекторских свойств связано главным образом с содержанием глинистого материала. Зависимость же величины коэффициента вытеснения воды газом от проницаемости известна. Учитывая, что связь между Квг и Сгл нижнещигровских песчаников установлена, то при оценке суммарных эффективных мощностей по скважинам, возможно дифференцированно подходить к каждому пропластку или пачке.

Для пластов с Сгл 18% эффективная мощность hэф = h видимой, а для пластов Сгл = 20% и более hэф < h в связи с влиянием глинистости. Для характеристики пластов-коллекторов и наиболее обоснованного установления величины Квг целесообразно использовать понятие приведенной эффективной мощности , показывающей, какому по мощности пласту с коллекторскими свойствами выше граничных соответствует реальный пласт. Использование приведенных эффективных мощностей позволяет значительно облегчить и уточнить оценку полезного объема залежи, поскольку приведение осуществляется к пласту с высокими коллекторскими свойствами с Кп более 16%; это дает возможность избежать ошибок при определении коэффициента насыщенности. Известно, что оценка пористости и водонасыщенности пластов с ухудшенными свойствами, особенно если они содержат большое количество глинистого материала и насыщены водами низкой минерализации по каротажу, весьма приближенна.

Таким образом, величина приведенной эффективности мощности является уже не столько геометрической характеристикой пласта, сколько геофизической величиной, определяющей емкость и фильтрационные свойства, как пласта, так и каждого исследованного интервала. Для учета глинистости при оценке приведенной эффективной мощности нижнещигровских песчаников можно применить следующее сравнение для пластов-коллекторов с Сгл > 6%

=

Приведенное уравнение получено на основе обработки кривой корреляционной связи Квг с Сгл (рисунок 1).

Учитывать пласты с глинистостью больше 18% при расчете объема подземного хранилища едва ли целесообразно, так как их доля в общей мощности нижнещигровских отложений невелика и, согласно лабораторным исследованиям, большая часть газа, поступившая в такие пласты не будет извлечена, т.е. составит защемленный газ и доля его будет очень незначительна, сопоставима с точностью измерения геофизических параметров. При больших параметрах глинистости и низкой пористости коллектора данная доля газа может быть отнесена к геологическим потерям.

На Центральном подземном газохранилище организованы систематические исследования скважин с целью контроля за его эксплуатацией. Проведенные многочисленные измерения НГК позволяют проанализировать динамику изменения газонасыщенности отложений – коэффициента вытеснения воды газом во времени как при закачке, так и при отборе газа. Коэффициент вытеснения воды газом Квг определяли по временным замерам НГК по методике, основанной на использовании совокупности опорных пластов.

Для определения предельного значения Квг рассмотрим график его изменения во времени по наименее глинистым пластам – с относительной глинистостью 6% и менее (по ГК) (рисунок 2). На графике нанесены точки, полученные по результатам обработки кривых НГК по 25 нагнетательным скважинам; нанесены только точки, соответствующие условиям, когда в пласте газонасыщенность еще не искажена (или не значительно изменена) подходом пластовых вод на стадии отбора газа.

Рисунок 2. - График изменения коэффициента вытеснения воды газом во времени.

1 - предельная насыщенность максимальная; 2 - предельная насыщенность минимальная.

Для определения предельного значения Квг = f (t) использованы замеры НГК по некоторым скважинам, в которых наблюдения ведутся с начала закачки, т.е. скважины были приконтурными; на конец закачки в 2000-2008гг. газонасыщенная мощность в этих скважинах превышала 8м. Использование результатов временных исследований НГК и ИНГК (2008г) по таким скважинам позволяет наиболее надежно оценить характер изменения коэффициента вытеснения воды газом от цикла к циклу при различных объемов газа в пласте, так как используемый в этих случаях корреляционный метод обработки временных кривых НГК дает возможность существенно повысить точность оценки Квг. Анализируя график, представленный на рисунке 2, можно отметить следующее:

1. Коэффициент вытеснения воды газом Квг для нижнещигровских песчаников с относительной глинистостью менее Сгл 6% равен 0,70- 0,85.

2. Величина вытеснения воды газом в нагнетенных скважинах во время остановки закачки в них в 2002 – 2008 гг. и в наблюдательных скважинах одинаковы. Это имеет большое практическое значение, так как позволяет определить по нагнетательным скважинам еще на стадии опытной закачки газа практически предельный коэффициент вытеснения воды газом и одновременно по тем же скважинам оценить критерии пласта-коллектора, а также выявить характер приведения параметров пластов для учета изменчивости коллекторских свойств пластов по площади и мощности, как во времени, так и по литологическим параметрам. Анализ данных о величинах коэффициента вытеснения воды газом по отдельным скважинам показывает, что при прочих равных условиях в одном и том же пласте в разные циклы закачки газа насыщенность увеличивается от одного цикла к другому только при условии, если в процессе отбора пласт не обводняется. Если же пласт обводняется, то в последующем цикле вытеснения воды газом величина Квг меньше или равна зафиксированному значению Квг в предыдущем цикле.

Изучение характера распределения газонасыщенности по площади показывает, что величина Квг остается практически постоянной как в своде структуры, так и в приконтурной части на крыльях. Контроль за динамикой формирования газового пузыря показывает, что в однородных коллекторах размеры переходной зоны (т.е. неполным вытеснением воды газом) на Центральном ПХГ не превышают 1.5м.

Приведенные данные позволяют рекомендовать для определения объема Центрального хранилища, способного принять газ, по наименее глинистым пластам величину Квг = 0,75 для верхней пачки и 0,8 для нижней, так как при отборе большая часть пласта-коллектора вновь заполняется водой и, следовательно, роста Квг во времени в целом по хранилищу не будет. Отметим, что максимальная величина коэффициента вытеснения воды газом наблюдается в начальный период отбора газа.



Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.