Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Геологическое строение района 13
1.1. Краткая геологическая характеристика Гатчинского подземного хранилища газа 13
1.2. История и характеристика буровых, исследовательских и других работ и их объемы 15
1.3. Стратиграфия 20
1.4. Тектоника 34
1.5. Гидрогеология 42
Глава 2. Результаты анализа данных геофизических исследований скважин на Гатчинском подземном хранилище газа 46
2.1. Расчленение разреза Гатчинского подземного хранилища газа данным каротажа 46
2.2. Гидрогеологическая характеристика коллекторов 56
2.3. Определение коэффициента газонасыщенности коллектора по данным нейтронного гамма-каротажа 67
2.4. Определение положения газожидкостного контакта (ГЖК) в скважинах подземного хранилища газа 81
2.5. Контроль качества цементирования скважин подземного газохранилища 90
2.6. Изучение радиоактивного загрязнения Гатчинского подземного хранилища газа .99
Выводы по второй главе 117
Глава 3. Физико-геологические и физико-математические модели радиоактивного загрязнения Гатчинского подземного хранилища газа 120
3.1. Обоснование физико-геологической модели 120
3.2. Обоснование физико-математической модели 135
3.3. Результаты моделирования радиоактивного загрязнения подземного хранилища газа 141
3.3.1 Влияние параметров ширины зоны трещин (2Ь), коэффициента диффузии (D) и времени (т) на распределение концентрации радиоактивных элементов в пластовых водах 141
3.3.2 . Влияние циклического процесса закачки и отбора газа на распределение концентрации радиоактивных элементов в пластовых водах.. 151
3.4. Перемещение радиоактивных элементов при подъеме газовых пузырьков в пластовых водах 158
3.5. Влияние процесса сорбции на содержание радиоактивных элементов в пласте-коллекторе 162
3.6. Влияние геометрических параметров пласта-коллектора и зоны трещиноватости фундамента на концентрацию радиоактивных элементов в подземных водах при эксплуатации подземного хранилищагаза 168
Выводы по третьей главе 175
Рекомендации 176
Литература
- Стратиграфия
- Гидрогеологическая характеристика коллекторов
- Контроль качества цементирования скважин подземного газохранилища
- . Влияние циклического процесса закачки и отбора газа на распределение концентрации радиоактивных элементов в пластовых водах..
Стратиграфия
Обзор истории геологических исследований, проведенных в Гатчинском районе с различными целями, с исчерпывающей полнотой изложен в отчете ВНИГРИ за 1956 г. (Н.В.Дорофеев и А.Д.Веселаго) [130, 131]. Здесь остановимся лишь на тех работах, которые непосредственно предшествовали работам по проблеме создания подземных газохранилищ и явились обоснованием к постановке структурно-картировочного бурения в Гатчинском районе с целью поисков структур, благоприятных для хранения в них газа. Гатчинская площадь привлекла внимание исследователей еще при проведении нефтепоисковых работ в Ленинградском районе.
В 1945 г. Ф.А.Алексеев (с сотрудниками), анализируя результаты геологической съемки и мелкого структурного бурения, пришел к выводам о существовании в 10 км южнее г. Гатчины небольшой куполовидной структуры, которую он показал на своей структурно-геологической карте Прибалтики под названием Сиворицкой структуры.
В том же 1945 г. на этой площади Ленинградской конторой разведочного бурения были пробурены две скважины, на основании которых было сделано заключение об отсутствии здесь локального поднятия в кембрийских слоях.
В 1955 г. по рекомендации ВНИГРИ на этой площади были пробурены до кристаллического фундамента две скважины (№ 1 и № 2), которые являлись параметрическими для проводившихся в то время партией Спецгеофизики № 24/55 электроразведочных работ.
По предварительным данным, полученным партией № 24/55 в процессе работ, Сиворицкое поднятие нашло некоторое подтверждение в виде широтно-ориентированного поднятия фундамента, сливающегося на северо-востоке с региональным подъемом кристаллических пород фундамента. Однако, в дальнейшем, когда пробуренные для поверки этого поднятия скважины №№ 10, 11, 12 (буровой партии ВНИГРИ) подтвердили северный склон его, электроразведчики переинтерпретировали свои результаты и в окончательном отчете партии Сиворицкого поднятия не показали [130, 131], как отвергнуто оно и в отчете научного сотрудника ВНИГРИ Н.В.Дорофеева, посвященном результатам работ между Гатчиной и Кингисеппом в 1955-1956 г.г. [130, 131]. В то же время изучение результатов бурения на этой площади, произведенное в 1956 г. научным сотрудником ВНИГРИ М.И.Пейсик показало, что на фоне регионального наклона пород к юго-востоку, на пространстве между скважинами №№ 10, 11 и 12 вырисовывается горизонтальная треугольная площадка, суживающаяся в западном направлении (скв. № 12), южнее которой между скважинами № 11 и № 12, наклон пластов в южном направлении резко увеличивается. Одновременно были выявлены и два четко выдерживающихся в разрезе песчаных пласта в нижней валдайской свите кембрия, перекрытых глинами и являющихся благоприятными объектами для закачки газа.
Приведенные результаты указывали на возможность наличия здесь локального поднятия, благоприятного для хранения газа, что и побудило продолжить структурное бурение с целью детализации геологического строения этой площади.
Упомянутые работы осуществляла Гатчинская структурная партия, которая с 1.Х. 1956 г. была передана из ВНИГРИ в состав Ленинградской экспедиции Союзной Геолого-Поисковой конторы Главгаза.
В 1956 г., кроме перешедших бурением с 1955 г, параметрических скважин № 10 и № 11, были пробурены структурные скважины №№ 12, 16, 19, 20 и 9 (рис. 1.2).
Пробуренными скважинами было установлено, что на фоне моноклинально падающих на юго-восток слоев кембрия, располагается небольшое куполовидное поднятие, повышенная часть которого отвечает району скважин №№ 9, 11, 16, 21, 30 и 13 и прослеживается, не замыкаясь в северо-восточном направлении, до границ изученной площади (рис. 1.2).
В связи с незначительной амплитудой северо-западного склона поднятия (5-7 м) и не замкнутостью его на севере еще в конце 1957 г. Ленинградская экспедиция СГГЖ Главгаза обратила внимание вышестоящих организаций (СГПК и Главгаз) на возможность использования Гатчинского поднятия, опираясь на известные методы, которые приняты для строительства газохранилищ в куполовидных структурах со значительной амплитудой. При этом важность этого вывода заключалась в том, что не было оснований ожидать в Ленинградском районе других куполовидных поднятия большей амплитуды, чем в Гатчине [130, 131].
Выход из этого трудного положения был указан в работах института Гидравлики и Механики Академии Наук СССР, проводившихся под руководством проф. И.А.Чарного, которые теоретически обосновали возможность хранения газа в горизонтальных и полого падающих слоях, т.е. в условиях, которым отвечает строение Гатчинской площади [103, 130, 131].
Карта рельефа кристаллического фундамента Гатчинского подземного газохранилища. Учитывая изложенное, Главгаз принял решение продолжить работы на Гатчинской площади с целью подготовить ее для строительства газохранилища по метод) проф. И.А.Чарного. С этой целью в 1958 году, наряду с продолжением структурного бурения в северо-восточной части площади, было начато также бурение специальных гидрогеологических скважин с задачами изучения гидрогеологических особенностей песчаных пластов кембрия и выбора наиболее благоприятных из них для последующей закачки газа.
Всего в 1958 г. пребывало в бурении 12 структурных скважин (№№ 25-а, 30-40), которыми и завершен этап структурного бурения на данной площади.
Всего на этой площади за три года была пробурена 31 скважина суммарным метражем 12891,12 м. Все скважины, исключая скважины №№ 25, 13, 14 и 30, были доведены до кристаллического фундамента, что позволило обеспечить изучение всего осадочного покрова отложений, слагающих данную территорию. Особенно детально изучался разрез отложений надляминаритовых слоев и верхней песчаной толщи верхней валдайской свиты и нижней валдайской свиты, содержащих песчаные пласты, благоприятные для закачки газа, и подстилающие их породы фундамента на 10-15 м. Только в одной скважине № 37 были отобраны породы ордовика, что позволило с учетом данных электрокаротажа, проводившегося на всех скважинах, изучить, расчленить и сопоставить разрезы всех пробуренных скважин. Отрицательной стороной качества проведенных буровых работ является низкий вынос керна, который обычно не превышал 30-40% в песчано-глинистой части разреза, что значительно снижает ценность проведенной работы.
Этот пробел в некоторой степени восполнен комплексом каротажных работ, включавшим стандартный электрокаротаж, потенциал- и градиент-зондами, БКЗ и гамма-каротаж. Иногда применялся нейтронный каротаж.
Гидрогеологическая характеристика коллекторов
Гатчинская площадь располагается на пологом юго-восточном склоне Балтийского щита Русской платформы [28, 130]. В геологическом строении рассматриваемой площади принимает участие сильно дислоцированный комплекс пород кристаллического основания и покрывающий его мощный верхний протерозойский и палеозойский осадочный комплекс со слабо нарушенным залеганием слоев. Четвертичные образования небольшим чехлом, мощностью от 2,0 м до 24,0 м, покрывают сильно эродированную поверхность палеозойских отложений. Под четвертичным чехлом эрозией вскрыты различные горизонты ордовика и среднего девона. Характер залегания девонских отложений во многом предопределен рельефом додевонского ложа. Выходы наровских слоев на поверхность (под четвертичным покровом) обрамляют два выступа ордовикских пород, расположенных около д. Пролетарская Слобода и д. Воскресенское.
Наровские слои, регионально погружающиеся на юг, на севере и востоке уходят под тартусские слои (средний девон). Ордовикские отложения характеризуются региональным падением слоев на юг. В том же направлении под девонскими отложениями вскрываются с севера на юг все более и более молодые слои ордовика. На Гатчинской площади самыми молодыми из ордовикских отложений являются невские [130, 131].
Региональное погружение слоев на юг и юго-восток в пределах юго-восточного склона Балтийского щита также свойственно для всего палеозойского осадочного комплекса и поверхности кристаллического фундамента. Залегание слоев осадочного комплекса и наклон кристаллического основания исчисляется минутами, участками - градусами.
На Гатчинской площади по верхнепротерозоским отложениям оконтуривается очень пологий вал северо-западного простирания небольшой амплитуды, отражающей невысокую гряду в рельефе кристаллического основания (см. рис. 1.2).
Формирование структурного (тектонического) плана Гатчинской площади происходило на протяжении длительного геологического времени в результате тектонических движений земной коры, о чем свидетельствуют перерывы осадконакопления, размывы отложений, изменение мощностей, зафиксированные в характере разреза и наличие дизъюнктивных дислокаций в фундаменте, пликативных нарушений в осадочной толще. Структурный план, как показывает анализ фактического материала, был в протерозое слолшо построен и неоднократно менялся на протяжении палеозойского осадочного цикла. Наиболее резкие изменения структурного плана в палеозойскую эру отмечались на границе кембрия и ордовика, ордовика и девона, когда произошла существенная перестройка тектонического плана Русской платформы в целом [28, 130, 131].
Рассмотрим отдельно строение кристаллического основания и структурный план палеозойского осадочного комплекса.
Строение кристаллического основания Кристаллическое основание состоит из разнообразных по составу и возрасту пород, сильно метаморфизованных и дислоцированных [28, 103, 130, 131]. Среди них преобладают гранито-гнейсы и парагнейсы, имеющие большое площадное распространение. Подчиненное значение имеют граниты и породы габбрового состава (см. рис. 1.3).
Породы гнейсового комплекса (гранито-гнейсы, парагнейсы и огнейсованные породы габбрового состава) несут на себе следы интенсивных тектонических движений, сказавшихся на резком нарушении первоначального залегания слоев. Угол падения слоев от 45 до 75, иногда слои «поставлены на голову» - углы падения 85-90 и собраны в сложную систему микроскладок. Породы фундамента пронизаны сетью трещин различного направления, по которым они разбиваются на куски всевозможной формы [28, 130, 131]. Широко развиты в них так же зеркала скольжения, поверхности которых различно ориентированы и падают под углами от 30 до 85.
Дислокация пород кристаллического основания, сопровождавшаяся их смятием и дроблением, произошла в одну из фаз докаледонского тектогенеза. В длительный континентальный период породы фундамента подверглись эрозии, длительному и интенсивному выветриванию. В результате этих процессов были снивелированы и сглажены первоначальные резкие формы допалеозойского рельефа и образовалась кора выветривания фундамента.
В рельефе фундамента отчетливо выделяется узкая и невысокая Гатчинская гряда северо-восточного простирания, постепенно погружающаяся на юго-запад (рис. 1.2). Гряда, протяженностью в 15 км и шириной 2,5-3 км, состоит из ряда мелких возвышенностей и впадин, расположенных на одной оси [130, 131].
Среди возвышенностей, образующих невысокий гребень гряды, с наибольшими абсолютными отметками в вершинах с севера на юг отмечаются: Б-Замостье (скв. № 40) - 301,7 м, Новый свет (скв. № 34) - 305,9 м, Болото (скв. № 1-г) - 315,9 м и Салузи (скв. № 2-г) - 322,1 м. Амплитуда возвышенностей колеблется в пределах 7-11 м. Относительное погружение гряды с севера (скв. № 40 с абс. отметкой 301,7), на юг (скв. № 2 с абс, отметкой 341,6) составляет 40 м.
Небольшой узкой впадиной Химози (скв. № 25) северо-западного простирания, намечаемой в районе скв. № 32 и проходящей через скважины №№ 25, 26, 20 мимо скв. № 32, Гатчинская гряда делится на две обособленные части (северную и южную).
В сложении кристаллического фундамента, как указывалось выше, принимают участие разнообразные породы. Непосредственно под осадочными образованиями большую часть площади занимают гранито-гнейсы различной окраски (см. рис. 1.3), подверженные значительному выветриванию. Следующее место занимают сильно измененные выветриванием гранито-гнейсы, представленные красновато-коричневой ожелезненной глинистой породой с реликтами гранито-гнейсов. Порода слагает гряду фундамента; образует вытянутое овальное тело, совпадающее с северо-восточным простиранием гряды. На юге от этого тела отходит к северо-западу небольшое ответвление (в районе скв. №№ 9, 28, 23) [130, 131].
На северо-востоке в районе скв. №№ 38 и 40 (рис. 1.3) под осадочными образованиями обнажаются биотитовые парагнейсы, оконтуривающиеся с юго-запада. 2. Структурный план верхнего протерозойского (вендской системы) и палеозойского осадочного комплекса
Современный структурный план верхнего протерозойского и палеозойского осадочного комплекса носит унаследованный характер рельефа кристаллического фундамента. Залегание слоев осадочного комплекса слабо нарушено в противоположность сильно дислоцированным породам фундамента.
В слоях нижней валдайской свиты Гатчинская гряда кристаллического фундамента отражается пологим валом северо-восточного простирания, постепенно выполаживающийся вверх по разрезу.
По кровле нижней песчаной толщи или 1-го пласта южная часть вала оконтуривается с запада, юга и востока изогипсой - 309 м и открывается на северо-востоке (рис. 1.6, 1.7, 1.8).
Изогипсой - 305 м обособляется северная часть вала кулисно-заходящая за южную. Обе части вала отделяются друг от друга узким прогибом - Химази, проходящим через скв. № 25 на скв. № 39. Вал имеет общую протяженность 15 км и ширину от 1,5 км до 2 км. Таким образом, вал в наиболее повышенной части несколько сужен относительно гряды кристаллического фундамента. В своде вал осложнен небольшими поднятиями (вздутиями), вытянутыми вдоль оси вала и впадинами, которые отражают неоднократную ундуляцию оси вала. Эти поднятия приурочены к вершинам возвышенностей гряды фундамента Б-Замостье, Новый свет, Болото и Салузи. Амплитуда их очень невелика; в пределах замкнутых изогипс она меняется от 1,4 м (скв. № 1-г) до 4,9 м (скв. № 40). На север от поднятия Салузи обособляется небольшое поднятие Лядино (скв. № 4-г) с амплитудой 2,5 м [130, 131].
Контроль качества цементирования скважин подземного газохранилища
Большим комплексом геофизических и гидродинамических исследований, выполненных на Гатчинской площади, установлено, что 1-ый гдовскии пласт имеет весьма неоднородную гидродинамическую характеристику, как по мощности, так и по площади [28, 103, 130, 131].
Для характеристики неоднородности коллекторских свойств по разрезу 1-го гдовского пласта были предприняты попытки его расчленения на пачки, имеющие сравнительно выдержанные гидродинамические параметры.
Было предложено три варианта расчленения. В первом варианте в пласте выделено три проницаемых пропластка. Для каждого из них геофизическими методами был определен коэффициент открытой пористости и проницаемости по методике, разработанной в лаборатории ядерной геофизики МИНХ и ГП.
Отмечалось, что верхний пропласток обладает наихудшими коллекторскими свойствами. Его пористость равна 13-19%, проницаемость -300-600 мД, средняя мощность 1,5-2 м [28, 103, 130, 131].
Средний пропласток обладал лучшими коллекторскими свойствами. Его пористость 20-22%, Кпр= 1,0-1,5 Дарси, мощность 4,4-5 м. Нижний - наилучший: Кп=25-30%, Кпр=5,0-1,0 Дарси, мощность 3-4 м. Первая же закачка воздуха показала, что такое расчленение 1-го гдовского пласта по вертикали недостаточно полно отражает изменение параметров пласта-коллектора. Газ в каждом из пропластков распространялся не по всей мощности, а лишь по прослоям лучшей проницаемости. Это подтвердилось и первыми двумя опытно-промышленными закачками газа.
В связи с этим был предложен вариант расчленения 1-го гдовского пласта на 13 проницаемых пропластков. Однако такое расчленение оказалось нецелесообразным, так как эти пропластки не прослеживались по всей площади хранилища. Кроме того, при существующем комплексе промыслово-геофизических исследований определить параметры этих пропластков было затруднительно из-за малой мощности [28, 103, 130, 131].
Был предложен новый вариант расчленения 1-го гдовского пласта на 6 проницаемых пропластков, которые хорошо выделяются на каротажных диаграммах и хорошо прослеживаются по площади. Анализ распространения газа показал, что такое расчленение оправдывается и характером распределения газа по пласту.
Для последующих расчетов принято расчленение 1-го гдовского пласта на 6 пропластков (сверху вниз) - табл. 1.1.
Наилучшими коллекторскими свойствами обладает 6-й пропласток. Его коэффициент пористости - 27-33%, проницаемость - около 6,0 Дарси, мощность -0,8-1,5 м. Высокими коллекторскими свойствами обладает и 2-й пропласток. Параметры его из-за экранного влияния верхнего прослоя по геофизическим измерениям определить не удалось. Однако наблюдения за закачкой и отбором газа показывают, что в этот прослой поступает и из него извлекается значительная часть газа [130, 131].
Это обстоятельство позволило предположить, что он обладает высокими коллекторскими свойствами, с проницаемостью, примерно, равной 1 Дарси. 4-й пропласток имеет коллекторские свойства, примерно, равные 2-му пропластку, проницаемость составляет 1-5 Дарси [130, 131]. Коллекторские свойства 3-го и 5-го пропластков несколько хуже, чем 2-го: Кп=22-20%, Кцр=0,3-1,0 Дарси, мощность 3-го пропластка 1,5-2,0 м, мощность 5-го - 0,3-8 м. И самым худшим коллектором является 1-й пропласток. Его Кп=15-16%, КПР=ОД5-0,2 Дарси. Таким образом, лучшими по своим коллекторским свойствам и выдержанности по площади являются 2-й и 6-й пропластки. Мощности 2-го и 6-го пропластков уменьшаются в северо-восточном и северном направлениях и увеличиваются в южном и юго-западном.
По данным одного из методов геофизического исследования скважин в общем случае не представляется возможным определять пройденные породы, а тем более устанавливать в них присутствие тех или иных полезных ископаемых. С наибольшей полнотой эти задачи решает электрический каротаж, но и то только на тех площадях, различные породы которых резко отличаются по своему электрическому сопротивлению и сохраняют свои литологические особенности по простиранию [80, 88, 111]. Исследование радиоактивных свойств пород совместно с КС, ПС позволяет в значительной степени уточнить геологический разрез изучаемой скважины [10, 12, 21, 94, 95, 113,114].
Для расчленения разреза Гатчинской площади, находящейся в северозападной части Русской платформы, были использованы данные следующих методов промыслово-геофизических исследований скважин (исходные данные по геофизическому исследованию скважин получены под руководством Чугунова А.В.): а) диаграммы кажущихся сопротивлений (КС), зарегистрированных при помощи стандартных зондов; б) диаграммы естественных потенциалов (ПС); в) диаграммы гамма-каротажа (ПС); г) в некоторых случаях - диаграммы нейтронного гамма-каротажа (НТК).
На Гатчинской площади в интервале глубин 377-448 м имеется два типа пород: 1) осадочный чехол, который состоит из теригенных пород (песок, песчаник, глины); 2) кристаллический фундамент, который состоит из гранито-гнейсов и гранитов, широко распространяющихся по площади (характеристика этих пород приведена в главе I).
Геофизические исследования в верхней части разреза скважин не проводились вследствие того, что эта часть обычно обсаживалась колонной без каротажа. Поэтому больший интерес представляет нижняя часть разреза, где расположены продуктивные горизонты.
Разрез сложен в основном песчаными, алевритово-глинистыми, песчано-алевритовыми и глинистыми отложениями верхней протерозойской эратемы (вендской системы), залегающими на архей-протерозойском кристаллическом фундаменте и перекрытыми кембрийскими, ордовикскими, девонскими и четвертичными образованиями (рис. 2.1). Сопротивление песчано-глинистых пород невысокое - порядка нескольких омметров. Высокими сопротивлениями обладают кристаллические породы фундамента и продуктивные газоносные пласты (первые десятки омметров). Газоносные пласты хорошо выделяются также по минимумам на кривых ПС (табл.2.1).
Кривая ПС достаточно хорошо расчленяет породы на глинистые и чистые от примесей глин песчаные. Кривая ГК в основном повторяет кривую ПС. В верхней части разреза она менее дифференцирована, чем внизу. Существенно увеличены показания ГК против гдовских отложений, что обусловлено литологическим составом этих пород - наличием полевых шпатов в песчаниках.
Кривая НТК, аналогично кривой ГК, слабо дифференцирована в верхней части разреза. Высокими показаниями на ней выделяются основные газоносные горизонты. Наблюдается общее повышение показаний НГК с глубиной, что обусловлено, по-видимому, уплотнением пород.
Газоносность коллекторов определена по результатам опробования скважин. Мощность продуктивных горизонтов определяли по каротажным диаграммам с учетом геологических данных. Мощности продуктивных горизонтов приведены в табл. 2.2.
. Влияние циклического процесса закачки и отбора газа на распределение концентрации радиоактивных элементов в пластовых водах..
Чтобы использовать эту зависимость и на практике вычислять кг по данным НТК, необходимо знать коэффициент А, который для каждых конкретных условий измерений будет различным. Коэффициент А можно найти по корреляционной связи между кг, определенным по данным электрометрии, и а=1кАв, определенным по показаниям НТК.
Определение кг по электрометрии для песчаных пропластков на Гатчинском подземном хранилище газа осуществляется по общепринятой методике по коэффициенту увеличения удельного электрического сопротивления (УЭС). В качестве УЭС чистого коллектора при 100% заполнении его пор пластовой водой берется УЭС соответствующего пропластка в скважине, пробуренной до закачки газа или ниже контакта газ-вода, если эта скважина не бурилась после закачки газа [128].
Для определения кр по коэффициенту увеличения УЭС используется номограмма для гидрофильных песчаников (Вандельштейн, МИНХ и ГИ) [1, 41,70,82]. На Гатчинском ПХГ чистые песчаные пропластки без примеси глинистого материала в 1-ом гдовском пласте имеют удельное электрическое сопротивление в пределах от 0,5 до 1 Ом-м при УЭС пластовой воды 0,07 Ом-м.
Необходимо представить показания НТК в виде приведенного к одинаковым условиям измерений параметра, который должен быть более тесно связан с газонасыщенностью и мало зависеть от условий измерений и применяемой аппаратуры. Для оценки газонасыщенности по данным НТК в принципе может служить относительный параметр а. Показания НТК должны быть исправлены за нелинейность характеристики аппаратуры и за влияние естественного гамма-излучения.
При обработке данных и определении параметра а=1к/1в по показаниям НГК с учетом изменения давления в пласте во время проведения измерения, можно найти зависимость изменения -lgkb от а-1, как это показано на рис. 2.6. При рассмотрении этой зависимости при определенном давлении (обычно необходимо взять среднюю величину пластового давления в пласте) можно сделать вывод, что с увеличением а-1 увеличивается -lgks, следовательно уменьшается кг. В результате получим корреляционную прямую, которая пройдет через начало координат (так как при а=1, кр=0). Для этой прямой получим уравнение связи [17, 128]:
Изменение коэффициента газонасыщенности пластов зависит от изменения физических характеристик пласта. Для выяснения этого проводят измерение по НТК (х) и выясняют, является ли повторный замер (у) тождественным первому замеру. Замеры тождественны, если х/у=1±0,1 при неизмененных условиях измерений. Определить зависимость между повторными замерами и областью разброса можно по параметрам линейной зависимости (а,Ь) [2,27, 39, 41]: где х и у - показания НТК против одного и того же пласта при первом и втором измерениях.
В качестве значений х и у целесообразно использовать отсчитанные по каротажным диаграммам отклонения кривых НТК от произвольно проведенных нулевых линий, измеренные в миллиметрах.
Параметры корреляции (а,Ь) и размеры области разброса определяются по показаниям повторного НТК тех пластов исследуемого разреза скважины, свойства которых за время между замерами не изменялись. Такие пласты выделяются в заведомо негазонасыщенной части разреза (пласты, расположенные ниже газо-водяного контакта, глины).
Так как выделение газонасыщенных интервалов методом НТК основано на уменьшении концентрации ядер водорода в поровом пространстве газонасыщенного пласта по сравнению с водонасыщенным, то с увеличением давления в пласте, а, следовательно, увеличением концентрации ядер водорода, показания НТК будет больше в более газонасыщенном и более пористом пласте (как видно на диаграмме на рис. 2.4 против верхней части гдовского песчаника, у которого пористость больше, чем в нижней части пласта и содержание газа более высокие, чем против нижней части пласта), поэтому при одинаковых условиях замеров необходимо вносить изменения в коэффициент А при разном пластовом давлении,
Зависимость изменения параметра А от пластового давления, полученная по результатам сопоставления кг, определенных по электрометрии и показаниям НТК при разных пластовых давлениях в скважине, показана на рис. 2.7. Значение параметра А при изменении пластового давления можно рассчитать по формуле [128]:
Для определения кг на Гатчинском подземном хранилище газа, где пластовое давление меняется от 28 до 45 атм и петрофизические свойства пласта-коллектора (УЭС) неглинистых разностей составляют 0,6-1,0 Ом-м, УЭС пластовой воды около 0,07 Ом-м, получены зависимости для используемых конструкций скважин для разных типов приборов. Таким образом, для определения кг на Гатчинском ПХГ можно использовать формулу (разработанную сотрудником организации Чугуновым А.В.) [128]: kr-l-lO- - , (2-11) где А - коэффициент, зависящий от условий измерений; а=1кАв - коэффициент увеличения показаний НТК.
Примеры определения значений кг для верхнего, I, II и Ш-го гдовских горизонтов, рассчитанных по формуле (2-11) по показаниям НТК в скважине
Из табл. 2.5 видно изменение коэффициента газонасыщенности при эксплуатации подземного газохранилища (закачка-отбор газа). Изменение распределения газа в пласте зависит от проницаемости пород [34, 40, 44]. Различие проницаемости пород 1-го гдовского пласта, который разделяется на шесть пропластков (см. главу I), заметно влияет на изменение распределения газа в пласте. Например, во втором пропластке в интервале 409,6-410,6 м, где проницаемость колеблется от 1 до 5 Дарси, газ содержится в больших количествах - от 65 до 77% при эксплуатации подземного газохранилища. На кривых НТК большое количество газа в этом интервале отмечается повышенными показаниями. Также в интервале 413,6-414,6 м заметно влияние проницаемости (проницаемость колеблется от 4 до 6 Дарси) на содержание газа (от 34% при отборе и 64% при закачке). При рассмотрении связи между изменением коэффициента газонасыщенности (распределение газа в пласте) и гидродинамической характеристики 1-го гдовского горизонта заметно различие степени проницаемости по мощности пласта, что отражается на различии коэффициента газонасыщенности в нем. Также на распределение газа влияет наличие глинистых пропластков по всему 1-му гдовскому горизонту (этот пласт является главным объектом закачки газа и в его литологическом строении среди песчаных коллекторов присутствуют глинистые пропластки), в нижней газоносной части пласта и в водоносной части пласта. Наличие глинистых пропластков влияет на движение газа в пласте из-за малой проницаемости глин. На кривых НТК фиксируется пониженные приращения из-за того, что глины содержат большое количество водорода из-за их высокой влагоемкости (пористости) и значительного содержания минералов с химически связанной водой (водные алюмосиликаты).
