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 | 2 ||

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

-- [ Страница 3 ] --

О росте газонасыщенности в начальный период отбора газа можно судить по сводному графику Квг = f (t) (рисунок 2) и результатам определения величин газонасыщенности по отдельным скважинам в разные периоды работы газохранилища (рисунок 3).

Рисунок 3. - Кривые изменения газонасыщенности по мощности пласта в скв. ХХ2.

Увеличение коэффициента вытеснения воды газом в начальный период отбора связано, на наш взгляд, с тем, что в пласте-коллекторе имеются микронеоднородности. Данные геофизических методов показывают, что даже незначительное изменение пластового давления (при прекращение закачки газа и далее при отборе) может приводить к интенсивному перетоку за счет капиллярных сил и различия внутрипорового и пластового давлений. Последнее приводит к тому, что каналы, не охваченные вытеснением газа при закачке, подвергаются воздействию потока газа при изменении направления его движения, т.е. при отборе. Особенно существенные изменения величины коэффициента газонасыщенности наблюдается в глинистых коллекторах.

Из изложенного следует, что эффективная пористость, определенная по вытеснению воды газом в коллекторах, зависит от направления. Этот вывод имеет большое технологическое значение, так как позволяет повысить коэффициент вытеснения воды газом путем регулирования системы закачка – отбор или расположения эксплуатационных скважин. Это может иметь существенное практическое значение для увеличения емкости хранилищ, главным образом для борьбы с языками обводнения.

Одним из важных параметров, характеризующих пласт-контроль, служит величина остаточной газонасыщенности пласта после прохождения контурных вод. На рисунке 2 нанесены результаты определений величины остаточной газонасыщенности по пластам, ранее заполненным газом. Для определения величины остаточного газа следует принять значение газонасыщенности 0,15. Однако эта величина является предельной, так как в процессе вытеснения отмечаются насыщенности значительно выше предельной (до 0,4); в большинстве случаев газонасыщенность таких пластов постепенно понижается, достигая предельной. На рисунке 4 приведены обобщенные кривые изменения Квг от времени при закачке и отборе газа. Кривые получены на основе анализа гистограмм Квг по всем неглинистым пластам (Сгл = 6%) хранилища при закачке и отборе газа. Величины Квг определяли по НГК только в геофизических скважинах.

Поскольку геофизические скважины расположены в случайных точках пласта, а замеры проведены в случайно выбранные времена циклов закачки или отбора, указанные кривые распределения характеризуют степень вероятности той или иной газонасыщенности прослоя. Следовательно, доля конкретного значения Квг от общего числа определений является характеристикой, функционально связанной со временем, в течение которого в пласте сохраняется та или иная величина Квг.

В соответствии с приведенными соображениями на кривых Квг = f (t) (рисунок 4) нанесены наиболее характерные насыщенности при закачке и отборе газа – максимальные точки на соответствующих вариационных кривых.

Рисунок 4 - Схема изменения Кг во времени при закачке (a) и отборе (b) газа. а - первичная закачка; b - вторичная закачка; 0,10; 0,30; 0,6; 0,70- характерные насыщенности

Анализ приведенных графиков позволяет отметить следующее.

При первоначальном вытеснении воды газом в нижнещигровских песчаниках величины Квг меньше 0,3 практически не отмечается. Стабильной насыщенностью является Квг = 0,6, максимальной – Квг = 0,8. При отборе газа насыщенности пластов менее 0,3 не являются стабильными; такие пласты быстро обводняются до насыщенности Квг = 0,15. На рисунке 4, а, б отмечается совпадение стабильных точек при вытеснении воды газом (вторичном) и газа водой, что позволяет считать полученные стабильные точки характерными насыщенностями.

В частности, величина Квг = 0,3, по всей вероятности, характеризует условия, когда в пласте начинается двухфазное движение газа и воды или близость таких условий.

Приведенные на рисунке 4 кривые не описывают режимы вытеснения полностью; однако их рассмотрение позволяет утверждать, что величина Квг может быть не только индикатором в первую очередь обводнения пласта, но и служить индикатором начала процесса и скорости его проектирования, а следовательно, определяет правильность технологического режима эксплуатации хранилища. Существенное различие насыщенностей в характерных точках позволяет вполне уверенно выделять их по повторным замерам НГК, а более точно по данным двухзондового импульсного нейтронного каротажа.

Как показали семилетние наблюдения за поведением газового «пузыря» на Центральном подземном хранилище газа, он имеет весьма сложную форму, существенно отличающуюся от формы самой структуры. Весьма существенное влияние на форму «пузыря» оказывают геометрия структуры и характер расположения эксплуатационных скважин.

Влияние указанных и целого ряда других факторов приводит к тому, что плоскость раздела газ – вода сильно отличается от горизонтальной, а продвижение фронта пластовых вод при отборе весьма неравномерное.

В связи с указанными обстоятельствами очевидно значение правильно организованной системы наблюдений за газовым «пузырем». В настоящее время эта задача может быть наиболее эффективно решена комплексно, по данным радиоактивного каротажа и контроля за пластовым давлением.

В результате анализа можно отметить

1. Предельная величина коэффициента вытеснения воды газом для наименее глинистых (Сгл 6%) нижнещигровских песчаников для центравльных хранилищ равна 0,75-0,80. От цикла к циклу средняя величина коэффициента Квг не меняется.

2. Максимальная величина Квг наблюдается в начальный период отбора газа, что позволяет рекомендовать способ попеременной закачки и отбора газа или создания «барьеров» высокой газонасыщенности в направлении наиболее активного продвижения вод, а также в случае необходимости повышения Квг в целом по хранилищу.

3. Величина остаточной газонасыщенности в нижнещигровских песчаниках равна 0,15.

4. Полученны кривые вг = [f ( t)], иллюстрирующие характер процессов вытеснения воды газом и газа водой, для высокопроницаемых нижнещигровских песчаников с Сгл 6%.

5. Установлена изменчивость газоприемистости пластов, что приводит к расползанию газового «пузыря» по структуре по наиболее проницаемым пластам (прослоям).

6. Размер переходной зоны в газовой залежи нижнещигровских песчаников не превышает 1.5 м. Форма газо-водяного контакта на газохранилищах существенно отличается от горизонтальной; для контроля за его положением нельзя проводить контрольные замеры НГК по единичным скважинам.

Приведенные результаты использования геофизических методов для определения полезного объема подземного хранилища указывают на необходимость широкого привлечения данных геофизических исследований. Без непосредственного контроля за Квг по каротажу нельзя надежно оценить параметры газохранилища. На стадии опытно-промысловой закачки и специальных исследований методами скважинной геофизики имеется реальная возможность оценить все параметры, необходимые для правильного определения режима эксплуатации каждой скважины.

Для определения количественных объемов газа в подземном хранилище применяются два метода: объемный и газогидродинамический. Объемным методом подсчитываются запасы газа, находящегося в объекте хранения – геометрические запасы. Газогидродинамическим методом определяются запасы газа, участвующие в фильтрации к (от) скважинам – дренируемые запасы.

Для условий Центрального ПХГ запасы газа более корректно оценивать методом удельных запасов. В соответствии с этим методом для каждой скважины на конец закачки и отбора газа определяются удельные (приходящиеся на единицу площади) газонасыщенные поровые объемы и запасы газа. В соответствии с данными ГИС, для каждой скважины рассчитывается общая эффективная газонасыщенная мощность, средневзвешенный по мощности коэффициент газонасыщенности, и коэффициентов открытой пористости с учетом керновых данных (глава 2) для каждого газонасыщенного интервала определяется комплексный параметр (h*m*). По распределению этого комплексного параметра можно определить общий газонасыщенный поровый объем и удельные запасы газа.

Кроме того, учитывая существенные изменения пластовых давлений по площади в период закачки и отбора газа, строятся карты изобар по пластам на конец закачки и отбора газа (с учетом внутриконтурных и законтурных скважин) и по этим картам определяются значения пластовых давлений в скважинах, входящих в подсчет. Эти давления были пересчитаны с учетом коэффициента сверхсжимаемости газа (Z), т.е. получено Рпл.прив и для каждой расчетной скважины найдены значения комплексного параметра h*m**Рпл.прив.

Далее по полученным на начало отбора газа указанным комплексным параметрам по скважинам и данным положения контура газоносности строятся карты распределения этих параметров на площади газоносности. На основе этих карт определяются запасы свободного газа в пласте.

К подсчитанным, по данным ГИС, определенным с учетом зависимостей «Керн-Керн» и «Керн-ГИС», запасам свободного газа в залежах добавлялись объемы газа в «переходной» зоне, определенные с учетом геометрии залежей, коллекторских свойств пластов и пластовых давлений.

Учитывая неоднородное геологическое строение ПХГ и взаимодействие пластовых систем, на начало отбора была проведена оценка суммарного объема газа. Полученное значение расходится с учетными данными на 2%.

При этом следует отметить то, что благодаря исследованиям керна стало возможным учитывать насыщенности с Кг ниже 20%.

В четвертой главе представлены результаты построения геологической модели Центрального поднятия, а так же предложена модель строения песчаных пластов - коллекторов и глинистых флюидоупоров по данным петрофизических и геофизических исследований.

Геологическая модель Центрального подземного хранилища газа включает в себя принципиальную модель геологического строения недр по всему разрезу хранилища, а также собственно адресную геологическую модель объекта хранения газа. В свою очередь, модель объекта хранения газа представляет собой наиболее полный и детальный на текущий момент времени пространственный образ объекта хранения газа и распределения в нем флюидов.

Построение геологической модели Центрального ПХГ было выполнено на основе данных по 445 скважинам и по 26 сейсмическим профилям, с учетом предложенной технологии, учитывающей данные изученности методами структурной геофизики, керна и ГИС.

По результатам работ были построены карты структурных поверхностей и карты мощностей более чем для 20 стратиграфических горизонтов. Построение модели проводилось в программном комплексе Reservoir Мodelling System (IrapRMS) компании Roxar.

Проведенные исследования данных ГИС и кернового материала показали, что песчаные тела в нижней части разреза, относимого к глинистой покрышке, распространены не случайно, хаотично и прерывисто, как это принято считать, а являются выдержанными песчаными пластами, аналогично верхнему и нижнему основным песчаным пластам газохранилища. На корреляционных схемах, построенных по разрезам скважин поперечного (II-II) и продольного (I – I) профилей, проходящих через свод Центральной структуры, отмечено, что во всех скважинах выше основных песчаных пластов четко прослеживаются до трех песчаных пластов, имеющих меньшие мощности, но достаточно высокие коллекторские свойства. В связи с этим, рассматриваемая часть разреза отнесена не к флюидоупору, а к коллектору, песчаные пласты которого разделены глинистыми перемычками - флюидоупорами, аналогично расположенным ниже по разрезу основным песчаным пластам.

Перемычка между основными песчаными пластами также не однородна. В сводовой части поднятия в ней наблюдаются от одного до двух песчаных пластов с хорошими коллекторскими свойствами и суммарными (по разрезу) мощностями от 4 до 6 метров.

Учитывая присутствие большого числа песчаных пластов во вскрытых скважинами разрезах щигровских отложений Центрального природного резервуара, предложена новая номенклатура пластов-коллекторов, предусматривающая нумерацию их сверху - вниз от П1 до П7, как это принято в нефтегазопромысловой практике. Пласты П4 и П7 в настоящее время используются для закачки газа. Среди расположенных выше по разрезу вновь выделенных песчаных пластов П1, П2, П3 наиболее выдержанным является пласт П3, распространенный повсеместно. Мощность его составляет от 1,5 – 2,0 м на крыльях структуры до 5,0 – 6,0 м в ее сводовой части.

Пласты П1 и П2 имеют меньшие мощности (от 1 – 2 м на крыльях до 3 – 4 м в сводовой части поднятия) и пониженные коллекторские свойства.

Суммарные мощности вновь выделенных пластов П1, П2, П3 в сводовой части поднятия равны и даже больше мощности основного продуктивного пласта П4.

Песчаные пласты П5, П6, присутствующие в глинистой перемычке сводовой части структуры, имеют значительные мощности и, по данным ГИС, хорошие коллекторские свойства.

Особенностью строения вскрытых скважинами разрезов является опесчанивание подошвы глинистых флюидоупоров в сводовой части поднятия и на его северо-восточном пологом крыле. Таким опесчаненным частям флюидоупоров на корреляционных схемах присвоен индекс ФО ("флюидоупор опесчаненный"). Опесчаненные в подошве флюидоупоры расположены преимущественно над основным песчаным пластом П4 и в отдельных скважинах над пластом П7 в подошве глинистой перемычки.

Выводы

Основными результатами проведенных исследований является следующее:

1. Проведены петрофизические исследования значительного количества кернового материала, позволившие установить основные литотипы пород, слагающих разрез Центрального ПХГ. По результатам фракционного анализа построены уточненные зависимости типа «Керн – Керн» и «Керн – ГИС».

2. В результате эксперимента по воздействию переменного давления на породы-коллектора и флюидоупоры установлено, что под воздействием циклических изменений давления структура пород разрушается.

3. Предложена технология оценки полезного объема подземных хранилищ газа через коэффициент вытеснения воды газом и приведенные эффективные мощности. Полученные результаты указывают на необходимость широкого применения данных петрофизических и геофизических исследований при оценке полезных объемов резервуаров ПХГ.

4. Предложена технология определения текущих запасов газа с учетом неоднородности пласта коллектора, позволяющая учитывать насыщенности с коэффициентом газонасыщения менее 20%.

5. Предложена новая модель геологического строения Центрального ПХГ, позволившая выделить новые пласты коллектора, суммарная мощность которых превышает мощность коллектора используемого в настоящее время в качестве объекта подземного хранения газа.

Предложенные в диссертационной работе технологии могут быть применены не только на подземных хранилищах газа, но и на месторождениях газа.

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

Основные положения диссертации нашли отражение в следующих печатных работах:

1. Зубарев С.А. Интерпретационная модель для терригенных отложений среднего девона ПХГ в центральных районах России//Газовая промышленность. – 2010. - №2. С. 60-61

2. Зубарев А.П., Зубарев С.А. Контроль вытеснения воды газом в областях подземного хранения газа методами ядерной геофизики//Газовая промышленность – 2010. - №3. С. 62-64

3. Зубарев С.А. Интерпретационная модель нижнещигровских отложений среднего девона подземных хранилищ газа в центральных районах России.// Каротажник. – 2010. - № 1(190). С. 53-55

4. Зубарев А.П., Венско С.А., Зубарев С.А. Геологический мониторинг подземных хранилищ газа// Каротажник. – 2004. - № 2 (115). С.20 – 33.

5. Зубарев А.П., Сторчак О.В., Зубарев С.А. Рабочая модель Увязовского ПХГ // Материалы научно-технического совета ОАО «Газпром» «Состояние и перспективы ГИС – контроль для повышения геологической и экономической эффективности разработки газовых, газоконденсатных месторождений и эксплуатации ПХГ» (апрель 2003г.; Кимры): – М: ООО «ИРЦ Газпром», 2003. - С.29 – 38.

6. Зубарев А.П., Карабельников О.М., Зиновьев И.В., Зубарев С.А. Геоэкологический мониторинг территории подземных хранилищ газа геофизическими методами // Материалы научно-технического совета ОАО «Газпром» «Состояние и перспективы ГИС – контроль для повышения геологической и экономической эффективности разработки газовых, газоконденсатных месторождений и эксплуатации ПХГ» (апрель 2003г.; Кимры): – М: ООО «ИРЦ Газпром», 2003. – С.38 – 51.

7. Зубарев С.А., Зубарев А.П., Копыльцов А.А. Постоянно действующая модель – инструмент мониторинга ПХГ// V научно-практическая конференция «Геомодель – 2003» (2003г.;Геленджик): Тезисы докладов. – М: МГУ, 2003. – С.118-121.

8. Зубарев С.А., Семенов О.Г., Зубарев А.П. Эффективность и пути совершенствования геолого-промыслового мониторинга ПХГ// Приложение к журналу «Газовая промышленность» «Подземное хранение газа: надежность и эффективность». - М: «ИРЦ Газпром», 2006. – С.293 – 300.

9. Зубарев С.А., Зыков В.А. Петрофизические исследования керна – основа моделирования природных резервуаров ПХГ// 35-я сессия Международного семинара им. Д.Г. Успенского (29 февраля – 3 марта 2008г., Ухта): Материалы семинара. – Ухта: УГТУ, 2008. – С.85-86.



Pages:     | 1 | 2 ||
 





 
© 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.