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 |

Геолого-технологические условия повышения эффективности создания и эксплуатации подземных хранилищ газа

-- [ Страница 2 ] --

Для ПХГ, образованных в водоносных пластах антиклинальных структур, хорошо тектонически выраженных, с амплитудой ловушки существенно большей толщины осушаемого пласта-коллектора, в основном, образуется только «переходная» зона, а для пологозалегающих водоносных пластов с ограниченной по площади структурной ловушкой, возможен также выход газа за «замок» структуры.

Наибольшую часть потерь газа составляют перетоки газа в вышележащие отложения и уход газа за замок ловушки, в связи с чем на газохранилищах разрабатываются и внедряются мероприятия направленные на локализацию и ликвидацию этих негативных последствий. Если газ из этих залежей может быть частично отобран, то эти объемы газа не являются пластовыми потерями.

Как было сказано выше, в ВПБО наибольшую долю имеет газ «переходной» зоны залежей, образующуюся в процессе создания газохранилища. Растворенный, адсорбированный, защемленный газ и газ насыщающий низкопроницаеме коллектора составляют, как правило, десятые и сотые доли процентов (реже первые единицы процентов) в суммарном объеме пластовых потерь.

Под переходной зоной как искусственно созданных залежей ПХГ, так и залежей газовых и нефтяных месторождений мы понимаем зону, расположенную ниже «видимого» геофизическими методами раздела газ (нефть) – вода, выше которого могут быть получены притоки газа (нефти). Ниже раздела газ – вода для ПХГ, в отличие от газовых месторождений, имеет место зона смешанной двухфазной фильтрации, где может находиться и подвижный и защемленный газ, поэтому понятие «переходной» зоны для ПХГ мы берем в кавычки.

Вопрос о переходной зоне газовых залежей поднимался достаточно давно. Так еще в 1962г. Д.Амикс и др. указывали, что «газовая часть пласта подстилается газоводяной переходной зоной и водой». Однако строение переходной зоны месторождений изучено еще слабо. По данным С.Д. Пирсона, О.М. Ермилова, А.И. Ширковского и др. строение переходной зоны и распределение в ней воды и газа определяется в основном гравитационными и капиллярными силами и находится в сложной зависимости от свойств и состава пород и физико-химических свойств пластовых флюидов.

Многообразие форм литологической изменчивости пород обуславливает значительные изменения толщины переходной зоны даже в одной залежи. В песчаниках с высокой проницаемостью, отличающихся относительно однородным литологическим составом и отсортированностью зерен, толщина переходной зоны меньше (от 0,5м до нескольких метров), в песчаниках с плохо отсортированными зернами и сильной литологической изменчивостью она существенно увеличивается (до нескольких десятков метров). Однако в отдельных случаях величина переходной зоны для пластов с высокими коллекторскими свойствами может быть существенно выше.

Так, по данным Г.Ф. Пантелеева, в сеноманских залежах Медвежьего, Уренгойского и Ямбургского месторождений, терригенные пласты которых характеризуются высокими коллекторскими свойствами (открытая пористость до 35-37%, проницаемость - единицы Дарси), выявлены переходные зоны залежей толщиной до 20-35 м. Количественное определение переходной зоны сеноманских залежей для определения подсчетных параметров рассмотрено в работах В.Г. Фоменко и Л.Е. Николаевой.

Для оценки размера и строения переходной зоны нефтяных и газовых месторождений применяют, как правило, геофизические методы, такие как временные замеры НГК и ИННК и др., используя также экспериментальные усредненные зависимости водонасыщенности от капиллярного давления, полученные путем вытеснения воды нефтью. По этим зависимостям можно приближенно определить распределение нефти и воды в вертикальном направлении, а также среднюю водонасыщенность переходной зоны пласта. При этом предполагают, что под действием капиллярных сил вода в поровых каналах пласта проникла до высоты, на которой капиллярное давление уравновесилось гидростатическим столбом воды, т.е. справедливо соотношение

pк = gh(в - н), (1)

где в и н – соответственно плотности пластовой воды и нефти; g – ускорение свободного падения; h – высота над уровнем 100%-ного насыщения водой (толщина переходной зоны).

Отсюда

(2)

Так как капиллярное давление pк – функция водонасыщенности, pк = f(S), то

(3)

Из уравнения 3 следует, что высота переходной зоны нефть – газ должна быть меньше высоты водонефтяной переходной зоны, так как разница плотностей между нефтью и газом больше, чем между водой и нефтью, а поверхностные натяжения нефти на границе с водой и на границе с газом могут быть близкими по значениями. Этот вывод, может быть применим и для газовых залежей месторождений и для залежей ПХГ, с указанными ранее особенностями.

На ПХГ искусственная «переходная» зона подвергается постоянным (в течение каждого цикла) знакопеременным термобарическим нагрузкам и носит другой, нежели на месторождениях, характер. Так, при закачке газа, за счет газовой репрессии происходит фильтрация газа в водяную зону, а при отборе за счет депрессии, наоборот, вода подтягивается в газовую зону. В связи с литологическими особенностями строения коллектора при проведении селективной закачки газа под ГВК толщина «переходной» зоны увеличивается.

В третьей главе охарактеризованы особенности влияния геологического строения на формирование и эксплуатацию искусственной газовой залежи на примере Осиповичского ПХГ (Республика Беларусь), созданного в водоносном пласте.

Работы по созданию ПХГ в водоносных пластах для покрытия сезонной неравномерности газопотребления г. Минска были начаты в 1962 году. Наиболее благоприятным районом в геологическом и экономическом плане в то время был определен восточный склон Белорусской антеклизы. Для поисков локальных поднятий, пригодных для хранения газа, здесь были поставлены буровые работы, которые проводились в комплексе с геофизическими исследованиями. Итогом всех работ стало создание в 1976г. Осиповичского ПХГ в водоносном пласте вильчанской серии жорновской свиты протерозоя.

В геологическом строении осадочного чехла Осиповичской площади принимают участие верхнепротерозойские, девонские, юрские, меловые и четвертичные отложения.

Объектом хранения газа являются песчаники жорновской свиты. Условно разрез свиты разделяют на несколько пачек: снизу-вверх - 1, 1а, 2, 2а, 3-I и 3-II. Пласт 2 в пределах структуры распространен повсеместно, пласт 3 (3-I+3-II) выклинивается в западной и частично центральной частях структуры. Пласты разделены слабопроницаемой перемычкой – пластом 2а, который выклинивается в своде Осиповичского поднятия. Покрышкой объекта хранения служат тиллиты пуховичской свиты протерозоя. Герметичность ловушки в геологическом плане была установлена в процессе разведки по гидрогеологическим данным по существенной разнице в общей минерализации пластовых вод.

Выше по разрезу прослеживаются проницаемые песчано-алевритовые разности в гомоновских и свислочских отложениях и карбонатные - в наровских отложениях, имеющие непроницаемые пласты-покрышки и соответственно являющиеся контрольными горизонтами за герметичностью хранилища.

В тектоническом плане структура представляет собой брахиантиклиналь широтного простирания. Она осложнена тектоническими нарушениями сбросового характера. Основное нарушение с амплитудой до 20 м, простирается с запада на восток и делит поднятие на два блока: северный приподнятый и южный опущенный. При этом залегание пород вышележащего пласта 3 существенно более пологое, чем нижезалегающего пласта 2 (рисунок 3).

В процессе эксплуатации Осиповичского ПХГ по характеру изменения пластового давления в залежи, на южном блоке структуры было выявлено еще одно тектоническое нарушение сбросового характера, не установленное результатами бурения. Одновременно оно было подтверждено трестом Центргазгеофизика (Скрипник В.А.) методом ретродинамического картирования.

Закачка газа в Осиповичское ПХГ началась в 1976 г. в более высокоамплитудную ловушку пласта 2 на северном блоке, однако в дальнейшем сформировались три взаимосвязанные залежи: в пласте 2 (северный блок) и в пласте 3 (северный и южный блоки). Это связано с перетоками газа вверх по разрезу через слабопроницаемую перемычку - пласт 2а, особенно в зоне ее выклинивания, с уходом газа по проницаемой части тектонического нарушения из пласта 2 в северном блоке в пласт 3 в южном блоке, а также по техническим причинам. При этом площадь газоносности пласта 3 оказалась существенно большей, чем пласта 2, что объясняется более пологим залеганием пород 3-го пласта. В процессе создания ПХГ, увеличения объема хранимого газа, площадь газоносности этих залежей постепенно увеличивалась.

  Схема геологического строения залежей Осиповичского ПХГ Работа такого-4

Рисунок 3 – Схема геологического строения залежей

Осиповичского ПХГ

Работа такого сложного объекта, каким является Осиповичское ПХГ, сопровождается рядом негативных факторов: перетоками газа в вышележащие горизонты, появившимися в первые годы работы хранилища, и выходом газа за пределы ловушки в северо-восточном направлении. Поэтому, практически с начала эксплуатации хранилища принимались различные меры для ликвидации, локализации и уменьшения этих негативных явлений и оптимизации работы хранилища.

В работе рассмотрен механизм образования залежей пластов 2 и 3 по материалам скважин, в которых проводилось наибольшее количество геофизических исследований. Были изучены геофизические и газодинамические материалы практически по всем эксплуатационным и наблюдательным скважинам этого хранилища за весь период его создания и эксплуатации (исследования свыше 80 скважин). По данным ГИС была установлена динамика изменения ГВК по центральным и краевым скважинам, изменение газонасыщенных толщин и коэффициентов газонасыщенности пластов 2 и 3. Показано формирование «переходных» зон залежей и «пассивного» буферного объема.

Вскрытие, основным фондом эксплуатационных скважин, верхней прикровельной части пласта-коллектора 2а (5-8м), при средней толщине 26м привело к растеканию газа и уменьшению коэффициента использования ловушки. Для его минимизации на Осиповичском ПХГ 6 из 23 эксплуатационных скважин на 2 пласт были рекомендованы только для проведения закачки газа в нижнюю часть пласта, в т.ч. под ГВК. Все это позволило осушить существенно большую часть пласта 2, увеличить газонасыщенную толщину (по некоторым скважинам до 28м) и повысить коэффициент использования ловушки с 0,47 до 0,57.

После проведенного анализа автором установлено, что в центральной зоне хранилища для пластов 2 и 3 характерны следующие особенности образования газовых залежей и их «переходных» зон:

  1. при проведении закачки газа в нижнюю часть пласта (в т.ч. под ГВК) газ осушает значительную толщину пласта 2 (до 28 м.) при минимальной эффективной газонасыщенной толщине в центральной части 14 м;
  2. при понижении ГВК в скважинах на наиболее низкие отметки и последующий его подъем на более высокие - образуется т.н. искусственно созданная «переходная» зона, в которой при закачке – отборе газа происходят сложные процессы двухфазной фильтрации и где может находиться и подвижный, и защемленный газ;
  3. залежь пласта 3 образовалась из перетекшего из залежи пласта 2 газа, поэтому вышеуказанные процессы здесь, как правило, происходят с меньшей интенсивностью, но имеют тот же характер, что и для пласта 2;
  4. газ, поступающий из пласта 2 в пласт 3, также образует искусственно созданную «переходную» зону смешанной двухфазной фильтрации в водонасыщенной, по данным ГИС, части пласта 3;
  5. «переходная» зона пластов, как показали расчеты на балансовой модели работы хранилища, участвует в работе залежи лишь частично. Некоторые объемы газа этой зоны (в основном защемленного газа) не могут быть отобраны существующими в настоящее время методами эксплуатации, поэтому они являются частью ВПБО;
  6. часть газа защемляется в низкопроницаемых пропластках, на что указывает равенство положений ГВК в скважине на период закачки - отбора и разница в эффективных газонасыщенных толщинах (по данным ГИС) за этот период.

В периферийных частях искусственной газовой залежи ПХГ, рассмотренные выше процессы, происходят несколько иначе. В центральных скважинах, по которым ведется закачка и отбор газа, газонасыщенность пласта-коллектора практически не меняется. В скважинах, расположенных на периферии искусственной газовой залежи коэффициент газонасыщенности может изменяться от 0 до 25-30%. При этом положение ГВК в краевых скважинах, как правило, ниже на конец отбора, т.к. газ доходит туда с опозданием. Формируется созданная «переходная» зона как по разрезу, так и по площади.

На Осиповичском ПХГ регулярно проводится подсчет количества газа как в пласте-коллекторе, так и в вышележащих горизонтах. Также регулярно проводится оценка запасов газа в переходной зоне.

Подсчет запасов газа в природных резервуарах ПХГ на различных этапах их создания и эксплуатации позволяет контролировать процесс формирования искусственных газовых залежей, изменение отдельных параметров подсчета и запасов газа в процессе эксплуатации, оценивать перетоки газа и т.д. Все это позволяет своевременно вносить коррективы в принятые технологические решения, улучшать систему эксплуатации залежи и осуществлять мониторинг за формированием и герметичностью хранилища.

На ПХГ, создаваемых в неоднородных водоносных пластах, как правило образуется газоносная область сложного геометрического строения с неравномерным распределением газонасыщенности по разрезу и площади, существенно «неровной» поверхностью газоводяного контакта и сильно отличающимся от формы изогипс поверхности структуры контуром. На практике, в связи с этим, подсчет запасов газа на подземных хранилищах объемным методом может давать в значительной степени приближенные оценки.

В таких случаях запасы газа более корректно оценивать методом удельных запасов, более реально отражающим условия Осиповичского ПХГ, что и делается на хранилище. В отличие от метода осредненных подсчетных параметров он позволяет наиболее полно учесть все особенности разреза и получать более достоверные оценки запасов газа на газохранилищах.

В соответствии с этим методом для каждой скважины на конец закачки и отбора газа определяются удельные газонасыщенные поровые объемы и запасы газа. К подсчитанным, по данным ГИС, запасам свободного газа в залежах добавляются объемы газа в «переходной» зоне, определенные с учетом геометрии залежей, коллекторских свойств пластов и пластовых давлений.

Объем газа, определяемый методом материального баланса (Григорьев А.В.), всегда меньше фактического объема газа в ПХГ. Это связано с тем, что этим методом получают объем газа, без учета ВПБО. Это так называемые дренируемые запасы.

В соответствии с ВРД 39-2.2-080-2003 на Осиповичском ПХГ регулярно на конец каждого цикла проводится определение пластовых потерь газа по ПХГ. Эти определения проводятся по балансовой математической модели, адаптированной по фактическим данным работы хранилища.

Пластовые потери газа на Осиповичском ПХГ, определенные по технологической (математической, балансовой) модели, разработанной Григорьевым А.В. составляли 10-18 млн.м3 (до 5,5% от активного объема) за цикл при перетоках газа в вышележащие горизонты и 3-14 млн.м3 (до 3,9% от активного объема) при формировании «пассивного» буферного объема в северо-восточной части залежи. При этом собственно ВПБО составлял не более 6 млн.м3 (1-1,6% от активного объема), что можно считать допустимым для ПХГ, созданного в таких сложных геологических и тектонических условиях.

Учитывая особенности геологического строения Осиповичского ПХГ и, имея в виду, образование ВПБО, при непосредственном участи автора были разработаны и внедрены мероприятия по совершенствованию эксплуатации этого сложнопостроенного объекта. Для локализации и ликвидации выявленных перетоков была пробурена система контрольно-разгрузочных скважин. Для обеспечения охраны недр, повышения эффективности и безопасности работы хранилища залежь на северо-востоке залежи было решено подключить к работе всего хранилища.

Внедрение мероприятий по селективной закачке и отбору газа, а также закачки газа в эксплуатационные скважины, расположенные в отдаленных от зон отбора частях структуры позволило увеличить максимальные суточные отборы газа из хранилища в наиболее холодное время года – январь-февраль, без увеличения объемов закачки газа и существенно снизить количество воды в продукции скважин.

В четвертой главе изложены особенности технология создания и эксплуатации ПХГ на базе истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений (на примере Введеновского и Терклинского нефтяных месторождений), с учетом влияния геологических факторов.

Создание ПХГ в истощенных нефтяных месторождениях является прогрессивным методом резервирования газа, так как наряду с решением задач покрытия сезонной неравномерности газопотребления и обеспечения надежности газоснабжения позволяет существенно повысить коэффициент нефтеотдачи, что делает процесс экономически и технологически высокоэффективным.

Этот опыт широко используется за рубежом (особенно в США), применяется в Германии, Чехии и других странах. В России практически отсутствует такой опыт за исключением Елшано-Курдюмского ПХГ (Саратовская область), созданного в газовой залежи с нефтяной оторочкой.

Залежи нефти на Введеновском и Тереклинском месторождениях приурочены к коллекторам рифогенного типа и представлены известняками, доломитами и доломитизированными известняками, отличающимися от других типов коллекторов наибольшей изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств. Распространение наиболее проницаемых разностей имеет в теле рифа преимущественно субгоризонтальную ориентировку, согласующуюся с залеганием стратиграфических горизонтов.

Карбонатные коллекторы рифовых массивов относят к смешанному порово-кавернозно-трещинному типу, включающему и высокопроницаемые разности. Они распределены в теле массива в виде отдельных линз, связанных между собой порами и трещинами. Высокопроницаемые разности плохо коррелируются в пределах всей площади, наиболее распространены в центральной части рифового массива и в приподошвенной части нефтяной залежи.

Оценка герметичности покрышки при создании ПХГ в нефтяных месторождениях является весьма важной задачей. С одной стороны, наличие сформировавшейся нефтяной залежи говорит о том, что залежь имеет покрышку, с другой стороны, при создании и эксплуатации ПХГ в истощенных нефтяных залежах максимальное пластовое давление во многих случаях превышает гидростатическое, что предъявляет повышенные требования к герметичности покрывающих газовую залежь отложений.



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.