Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Состояние изученности проблемы
1.1 Краткая история создания подземных хранилищ газа в пористых пластах 10
1.2 Геолого-геофизическая изученность. Краткий обзор результатов выполненных геологоразведочных и геофизических работ на Центральном ПХГ 14
1.3 Физико-географический очерк Центрального ПХГ. 16
1.4 Стратиграфия 18
1.5 Тектоника 26
Глава 2. Петрофизические исследования 37
2.1 Цитологическое изучение пород щигровского горизонта 38
2.2 Петрофизические связи интерпретационной модели нижнещигровских отложений 43
2.3 Результаты эксперимента по воздействию переменного давления на породы песчаного коллектора и глинистого флюидоупора 49
Глава 3. Оценка газонасыщенности и подсчет запасов газа 60
3.1 Технология выделения и оценки терригенных коллекторов 60
3.2 Анализ насыщенности с учетом имеющихся данных по ФЕС, определенных по уточненным петрофизическим и интерпретционным моделям 72
3.3 Оценка запасов газа в ПХГ созданных в водоносных пластах и особенности подсчета 86
3.4. Совершенствование технологии эксплуатации Центрального ПХГ с учетом особенностей его геологического строения. 95
Глава 4. Геологическая модель.
4.1. Создание геологической модели 98
4.2. Принятая модель геологического строения песчаных пластов-коллекторов и глинистых флюидоупоров 110
4.3. Предлагаемая модель геологического строения песчаных пластов коллекторов и глинистых флюидоупоров по данным петрофизических и геофизических исследований 113
Заключение 125
Литература 127
- Геолого-геофизическая изученность. Краткий обзор результатов выполненных геологоразведочных и геофизических работ на Центральном ПХГ
- Петрофизические связи интерпретационной модели нижнещигровских отложений
- Анализ насыщенности с учетом имеющихся данных по ФЕС, определенных по уточненным петрофизическим и интерпретционным моделям
- Принятая модель геологического строения песчаных пластов-коллекторов и глинистых флюидоупоров
Введение к работе
Актуальность проблемы. Подземные хранилища газа (ПХГ), создаваемые в водоносных пластах, являются специфическими объектами, существенно отличающимися от природных промышленных скоплений газа, как по условиям формирования залежи, так и по срокам и характеру эксплуатации. Особенности процесса создания и эксплуатации ПХГ в таких структурах проявляются в больших скоростях перемещения фронта вытеснения, неустойчивости положения газоводяного контакта, цикличности, связанной с чередованием периодов закачек и отбора газа, переменными изменениями давления и температуры и, наконец, с наличием зоны совместной фильтрации воды и газа, влияние которой на процессы обводнения и состояния прискважинной зоны может оказаться существенным. Поэтому информационное обеспечение по петрофизическим и фильтрационным свойствам является важной многоплановой задачей.
Повышение точности и детальности изучения геологических объектов подземного хранения газа в водоносных структурах, оценки объемов газа является актуальной проблемой разведки и циклической эксплуатации ПХГ. Особо важную роль при решении этой проблемы имеют методы и методики, позволяющие оценить литологические, петрофизические и фильтрационно-емкостные свойства и текущую газонасыщенность сложнопостроенных терригенных коллекторов.
Активное изучение рассматриваемого района приходится на 50-70 годы прошлого века. В это время были открыты водоносные структуры в Окско-Цнинском мегавале, приуроченные к терригенным отложениям среднего девона. С целью обеспечения суточной неравномерности газопотребления Россини и ближнего зарубежья были созданы Калужское, Щелковское, Касимовское, Гатчинское, Инчукалнское и др. подземные хранилища газа. С середины 80 годов до настоящего времени доля ПХГ в водоносных структурах неуклонно растет. При этом выявленные в процессе геологоразведочных работ структуры в большинстве случаев приурочены к сложнопостроенным терригенным коллекторам с неоднородной глинистостью, малыми толщинами и, как правило, со значительными изменениями фильтрационно-емкостных свойств, что неизбежно приводит к снижению информативности геофизических исследований и суточной производительности скважин.
В условиях перехода к рыночным отношениям, из-за негативных явлений, связанных- с преобразованием ОАО «Газпром», практически исчез системный подход к геологическому изучению таких объектов. Важнейшими из них являются оценка герметичности газоупорных горизонтов, определение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и литологических особенностей аккумулирующих пластов. Спецификой ПХГ в водоносных пластах является изменение во времени ФЕС, влияющее на технологические режимы эксплуатации, что требует специального изучения.
Подземные хранилища газа в водоносных терригенных коллекторах, по сути происходящих процессов, являются сложными системами, поведение которых обуславливается в процессе эксплуатации воздействием внешних и внутренних факторов. В технологической системе ПХГ используется значительный фонд эксплуатационных скважин, в результате циклических закачек и отбора газа происходит разнонаправленное движение газо-водяного контакта (ГВК), значительные колебания давления и температуры. Воздействие этих факторов также приводит к изменению фильтрационно-емкостных свойств.
Одним из факторов, которые могут повысить суточную производительность, надежность и достоверность ГИС, является учет компонентного состава горных пород и пластового флюида при комплексной интерпретации данных ГИС. Неучет компонентного состава горных пород-коллекторов, их прочностных свойств приводит к значительным погрешностям при определении коллекторских свойств и неверной оценке, а иногда и к пропуску флюидовмещающих интервалов.
В работе предложены, современные приемы и подходы к созданию литологической, петрофизической интерпретационной модели данных ГИС с учетом технологий моделирования и кроссплотинга, которые включают современные принципы и новые технологии применительно к сложнопостроенным терригенным коллекторам. Методические приемы интерпретации данных ГИС на основе кроссплотинга, обеспечивают высокую точность и достоверность определения фильтрационно-емкостных свойств.
Целью диссертационной работы является повышение точности и детальности литологических, петрофизических и интерпретационных моделей коллекторов и флюидоупоров, достоверности подсчета запасов газа и создание на этой основе современных технологий и комплекса методов литолого-петрофизических исследований, необходимых для определения условий формирования коллекторов с высокими ФЕС, оценки герметичности глинистых пород-покрышек и выяснения причин, влияющих на формирование макро- и микро неоднородностей пластов коллекторов при создании подземных газохранилищ в водоносных пластах за счет углубленной обработки параметров акустического, радиоактивного, электрического каротажа и петрофизических исследований керна.
Основные задачи исследований
1. Усовершенствование технологии и методики классификации коллекторов на основе литологического анализа кернового материала и глинистости.
Оценка прочностных характеристик глинистой покрышки и пород-коллекторов.
Разработка алгоритма для выделения в разрезах скважин пластов коллекторов с активными, малоактивными и пассивными запасами газа. Дифференцированный подсчет запасов газа объемным методом.
4. Построение модели природного резервуара щигровских отложений с учетом фильтрационно-емкостной неоднородности
Основные защищаемые положения
1. Технология оценки порового пространства терригенных коллекторов по их гранулометрическому и литологическому составу позволяет выделить основные литотипы пород, слагающих разрез и более точно построить петрофизические зависимости для них.
2. Технология оценки фильтрационно-емкостных свойств подземных хранилищ газа на основе расчетов коэффициента вытеснения воды газом и приведенных эффективных мощностей позволяет достоверно оценить полезный объем хранилища.
3. Технология определения текущих запасов газа с учетом неоднородности пласта-коллектора позволяет оценивать насыщенности с коэффициентом газонасыщения менее 20% и расходится с учетными данными не более чем на 2%. Научная новизна
Впервые проведена типизация пород-коллекторов Центрального ПХГ среднедевонского возраста по структуре порового пространства и ФЕС с учетом данных петрофизических исследований кернового материала.
Оценена геологическая неоднородность продуктивного разреза, обуславливающая процессы фильтрации флюидов. Уточнены петрофизические зависимости между емкостными и фильтрационными свойствами по отдельным пачкам Центрального ПХГ.
На основе использования данных мониторинга циклической эксплуатации и дифференциации разреза среднедевонских отложений выделены участки распространения коллекторов с повышенными фильтрационными свойствами, и в наибольшей степени эксплуатируемые в настоящее время и тем самым подверженные наибольшему разрушению.
Практическая значимость
В результате дифференциации разреза по структуре порового пространства и ФЕС созданы технологии эффективной эксплуатации газового хранилища.
Проведено распределение запасов газа хранилища в зависимости от типа коллекторов.
Разработаны рекомендации по оптимизации системных геофизических исследований при циклической эксплуатации газового хранилища, в том числе при пиковых нагрузках.
Внедрение результатов работы. Результаты использованы при оперативной оценке объемов закаченного газа в пласт, расчетах суточной производительности скважин, интерпретации данных ГИС, составление режимов эксплуатации подземных хранилищ.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на конференциях: V Международная молодежная научная конференция Севергеоэкотех, Ухтинский государственный технический университет Ухта, 2004;
32-й? Международный геологический конгресс, Флоренция, Италия, 20-28 августа 2004г; .
23-й Мировой газовый конгресс, Амстердам, Нидерланды, 5-9 июня 2006г;
35-й* Международныйv семинар им. Д.Г. Успенского, Ухтинский государственный технический университет; VxTaj 29 февраля - 3 марта 2008г.
Публикации.! Основные положения диссертации опубликованы в 9 печатных работах, из них четыре в изданиях, включенных в список ВАК.
Структура и объемы работы. Диссертация состоит из введения,.4 разделов и заключения, содержит 138 страниц, текста, в том числе: 6 таблиц,. 56 рисунков и список литературы из 136 наименований.
В основу диссертационной работы положены^ результаты исследований, выполненных автором' в период обучения в аспирантуре и во время работы в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» филиале «СеверНИПИгаз» в 2000-2010 годах.
В процессе работы над диссертацией автор опирался на работы известных российских и зарубежных. специалистов в области создания и эксплуатации; подземных, хранилищ газа, геофизики и промысловой геологии: Бузинова С.Н., Катца Д:Л:, Коротаева Ю.П., Левыкина Е.В., Лурье М.В., Хейна А.Л., Чарного И.А., Хана О.А., Омесь, Фоменко-В^Г, Пантелеева Г.Ф., Жардецского А.В., Варягова С.А., Беленко СВ., Григорьева А.В., Гусева Э.Л., Зубарева A.IL, Каменского В.В. и др.
Автор выражает благодарность своему научному руководителю к.г.-м..н., В;А. Зыкову, д.ф.-м.н., профессору А.Иі Кобрунову, всему профессорско-преподавательскому составу кафедры ГМИС,, к.г.-м.н. О.Г. Семенову, к.т.н. А.В. Чугунову, к.г.-м.н. В;Н. Данилову, K.T.H.. Е.М. Турленову за ценные советы и поддержку, И.Д. Сотникову, А.Н. Малеву за предоставление данных и помощь при сборе необходимых материалов, д.г.-м.н, профессору Ф.Г. Фоменко, д.г.-м.н., профессору Е.Г. Журавлеву, к.т.н. И. Щербицкис (О/А Латвияс-газе»), М.А. Шабакову, за ценные консультации и помощь при выполнении работ по теме диссертации.
Геолого-геофизическая изученность. Краткий обзор результатов выполненных геологоразведочных и геофизических работ на Центральном ПХГ
Хронология геолого-геофизических и разведочных буровых работ, выполненных на территории Центрального ПХГ, достаточно подробно изложена в отчете ПО «Союзбургаз» «О результатах разведочных работ на Центральной площади для целей подземного хранения газа». Детальные геологические исследования в пределах Центральной площади были начаты в 1941 году в связи с изучением нефтегазоносности. В результате выполненной геологической съемки масштаба 1:200000 было установлено наличие поднятия, названного Малеево-Ташенским (Центральным) и закартированного по подошве верхнего карбона. Основанием для постановки разведочных работ послужили данные структурного бурения в 1966 - 1968 годы. За указанный период на площади было пробурено 67 скважин, которыми по верейскому горизонту среднего карбона была подтверждена крупная локальная антиклинальная структура с амплитудой порядка 37 метров. Результаты структурного бурения обобщены в отчете ПО «Союзбургаз» «О результатах структурного бурения на Золотковской и Касимовской площадях». Данные структурного бурения, выполненного в 1966 - 1968 годы, послужили основанием для постановки разведочных работ с целью изучения возможности создания подземного газохранилища. За период с 1968 по 1980 годы было пробурено более 80 разведочных скважин средней глубиной 1160 метров. Во всех скважинах были проведены промыслово-геофизические исследования, которые включали стандартный каротаж кажущегося сопротивления (КС) двумя зондами разной длины (потенциал зонд и градиент зонд), кавернометрию, инклинометрию, боковое каротажное зондирование (БКЗ), гамма-каротаж (ГК), нейтронный гамма каротаж (НТК), микрозондирование МКЗ. Во всех скважинах, кроме 1, 20, 21 и 24, была зарегистрирована кривая потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС). С целью определения высоты подъема цементного кольца и определения технического состояния обсадных колонн были выполнены акустическая цементометрия (АКЦ) и определение качества цементного камня (ОЦК). В скважинах были проведены также гидродинамические испытания, а в лабораторных условиях - исследования керна (палеонтологические определения, гранулометрический и минералогический анализы, определение коллекторских свойств пород, анализ пластовых вод). Выполненным в 1969-1980 годах разведочным бурением было установлено наличие структурной ловушки по отложениям ряжского и щигровского горизонтов девона, а отмеченные выше горизонты признаны благоприятными для создания подземного хранилища газа.
В 1976 году трестом «Союзгазгеофизика» была выполнена количественная обработка имеющихся промыслово-гео физических материалов. Результатом этих работ стала оценка глинистой покрышки щигровского пласта-коллектора, с точки зрения возможной утечки газа в проницаемые песчаные прослои указанной покрышки в процессе эксплуатации ПХГ. Уже после окончания разведочного бурения и анализа всех имеющихся геолого-геофизических данных во ВНИИГАЗе было составлено ТЭО с обоснованием создания хранилища газа в щигровском горизонте. В 1995 -1996 годах с целью получения детальной структурно-литологической модели пласта-коллектора, покрышки и положения газо-водяного контакта (ГВК) Центрального ПХГ силами НФФ ВНИИГеофизики были выполнены наземные сейсмические работы по профилям общей протяженностью 50 км. Для решения поставленных задач было признано целесообразным проведение высокоразрешающей сейсморазведки (ВРС) и последующей комплексной интерпретацией материалов ВРС и данных геофизических исследований скважин. В результате выполненных работ были построены геологические профиля объекта эксплуатации (ОЭ), структурная карта по кровле щигровского пласта-коллектора с контуром ГВК, структурная карта по ГВК, карта песчанистости и карта общей пористости верхней части щигровского пласта-коллектора. Полученные материалы стали основой для строительства новых скважин на территории ПХГ. К настоящему времени на балансе ПХГ находится более 450 скважин. Территория Центрального хранилища (рисунок 1.1) располагается в 8км к северо-западу от города Касимов. Рассматриваемая территория занимает центральную часть Окско-Цнинского плато, которое на западе переходит в Мещерскую низменность, а на востоке, уже за пределами площади в Окско-Мокшинскую низменность. Поверхность плато равнинная с едва заметным уклоном в сторону реки Оки. Преобладающие отметки рельефа 120-130м.
Основной водной артерией района является река Ока, прорезывающая центральную часть Окско-Цнинского плато. Река Ока огибает рассматриваемую площадь с трех сторон (с севера, запада и востока). Протекает она по относительно узкой долине с плохо выраженными надпойменными террасами, но довольно хорошо развитой поймой. В южной части площади в Оку впадают ее правые притоки: река Таленка, протекающая в меридиональном направлении, и река Таловка — в широтном. Абсолютные отметки рельефа в пойме реки Оки составляют около 90м. Рассматриваемый район населен довольно густо. Самый крупный населенный пункт - г. Касимов, районный центр и речной порт, являющийся культурным и промышленным центром для всех прилегающих к нему областным центром - Рязанью и Москвой, г. Касимов соединен асфальтированным шоссе, проходящим через Гусь-Железный, Туму, Спас-Клепики. Рассматриваемая территория представляет собой лесостепь, в значительной степени распаханную. Низкие террасы и пойма реки Оки покрыты луговой растительностью и кустарником. Климат района умеренно-континентальный, среднегодовая температура колеблется от 3,2 до 3,8С. Средняя температура июля +19-21С; января минус 10-12С. Вскрытие рек происходит 10-15 апреля, замерзание 10-15 января. Среднегодовая норма осадков 450-500мм.
Петрофизические связи интерпретационной модели нижнещигровских отложений
Результаты петрофизических исследований являются основой для разработки интерпретационной модели при проведении интерпретации данных ГИС и определении подсчетных параметров (в первую очередь, коэффициентов пористости и газонасыщенности). Для рассматриваемых отложений это сложная задача, поскольку обычные стандартные методики них недостаточно эффективны в связи со-сложным литологическим составом рассматриваемых пород. Охарактеризовать изменение свойств пород по латерали и по разрезу можно по данным исследований отобранного в процессе бурения керна. На образцах керна необходимо проводить исследования таких петрофизических характеристик породы, как петрографические (содержание минералов и неминеральных составляющих), стандартные петрофизические (пористость, проницаемость, остаточная водонасыщенность, электрические и акустические свойства в атмосферных условиях и условиях, имитирующих пластовые), ядерно-физические (концентрации элементов) и другие.
Полученные при исследовании керна петрофизические характеристики пород используются для формирования минерально-компонентной модели отложений и разработки интерпретационной модели. Разрабатываемая минерально-компонентная модель позволяет установить для каждой физической характеристики зависимости, связывающие её значение с содержаниями составляющих породу компонент. Решение системы уравнений «керн-керн» для всей коллекции позволяет получить значения каждой петрофизической характеристики для всех компонент породы. Для применения данной методики из керна скважин Центрального ПХГ была отобрана коллекция образцов для исследований и последующего построения основных зависимостей «керн-керн» и «керн-ГИС» Сопоставление фильтрационных (абсолютной проницаемости - Кпр) и емкостных (пористости - Кп, остаточной водонасыщенности Кво) свойств исследуемых пород. На рисунке 2.10 приведено сопоставление результатов определения Кпр и Кп на образцах керна. По правилам математической статистики двухмерной зависимости даже в полулогарифмическом масштабе между рассматриваемыми параметрами не наблюдается, поскольку при средней величине Кп=0,2 д.е. абсолютная проницаемость может соответствовать трем классам (по А. Ханину). Набор точек ограничен линиями Кпр= 10К снизу и Кпр= 10 хверху. Для практического применения необходимо найти многомерную (по крайней мере - трехмерную) зависимость, предварительно проведя группирование исходных данных (например - по величине остаточной водонасыщенности для Кво=(Н0,2; 0,2-Ю,4; 0,4-Ю,6; 0,6+0,8; 0,8-И). То есть, необходимо найти связь Knp=f(Kn,KB0). Возможности для этого есть, поскольку между Кпр и Кво наблюдается достаточно тесная гиперболическая зависимость (рисунок 2.11). Рисунок 2.11 - Связь остаточной водонасыщенности с абсолютной газопроницаемостью KBo=f(Knp) Для определения емкости коллектора, которая может быть заполнена подвижными пластовыми флюидами, служит величина эффективной пористости Кп.эф=Кп(1-Кво). Для рассматриваемых отложений наблюдается достаточно тесная гиперболическая связь Кп.эф= f(Kn), которая позволяет установить граничные значения Кп.гр=0,17 д.е. Величина остаточной водонасыщенности определяется структурой порового пространства, глинистостью, минеральным составом тонкодисперсных компонент породы. Коллектора щигровского горизонта характеризуются низкими значениями Кв0 (менее 0,1 д.е.), что связано с низкой глинистостью (пелитовостью менее 0,05 д.е.), мономиктовым кварцевым составом пород и высокой степенью сортировки терригенного материала. На рис. 2.14 приведено сопоставление массовой глинистости (содержание пелитовой фракции) с пористостью. Наблюдается лишь тенденция уменьшения массовой глинистости от пористости. К сожалению, данные, свидетельствующие о том, что пелитовая фракция представлена именно глинистыми материалами, содержание которых можно установить по данным радиоактивного каротажа, также отсутствует. Зависимости между физическими и коллекторскими свойствами. На рисунке 2.15 приведено сопоставление результатов определения объемной плотности сухих образцов керна от пористости и зависимости 506=f(Kn, 8М) в зависимости от минералогической плотности пород — 8М.
Анализ насыщенности с учетом имеющихся данных по ФЕС, определенных по уточненным петрофизическим и интерпретционным моделям
На всех стадиях разведки и создания Центрального газохранилища проводились промыслово-геофизические исследования. Поскольку Центральное газохранилище - одно из сложных с точки зрения коллектоских свойств, проведенные исследования позволяют оценить некоторые возможности применение методов промысловой геофизики для целей подземного хранения газа. При этом основное внимание уделено методике оценки полезного объема газохранилища и динамике изменения величины вытеснения воды газом во времени.
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; и знание его объема позволяет правильно организовать режим работы хранилища с наименьшими потерями порового объема при регулировании 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 К к, при вытеснении воды газом (закачка) и газа водой (отбор). Оценка остальных параметров, определяющих объем хранилища коэффициента пористости (Кп), проницаемости (Кпр), эффективной мощности (пЭф), 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 КБГ 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. Работы в первом направлении, выполненные на линейных моделях, показали, что средняя величина коэффициента вытеснения воды газом изменяется главным образом в диапазоне от 0,15 до 0,4 объема порового пространства, указанные величины получаются в так называемый период фронтального вытеснения. 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, расположенныхв 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 электрического и радиоактивного методов ГИС.
Возможности определения Квг по геофизическим данным рассмотрены на примере изучения геофизических исследований в скважинах в процессе закачки и отбора газа в нижнещигровские отложения Центрального ПХГ.
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 давление5м закачки, а также связана со степенью смачиваемости коллектора, (например, распределение насыщенности по скв.хх2, рисунок 3.3).
Принятая модель геологического строения песчаных пластов-коллекторов и глинистых флюидоупоров
Подземным хранилищем газа на Центральном поднятии является верхняя часть песчаной толщи щигровского горизонта позднего девона. Характеристика принятой модели строения Центрального ПХГ приводится ниже по материалам ООО «ВНИИГАЗ» [96,98]. Кровля пласта-коллектора залегает в сводовой части поднятия на глубине 760 м, на крыльях - на глубине 810-820 м . Пласт-коллектор имеет сложное геологическое строение, характеризуется большой литолого-фациальной и фильтрационно-емкостной неоднородностью. В рассматриваемом природном резервуаре выделяются две песчаные пачки, которые разделяются глинистым пропластком толщиной от 2 до 12м. Верхняя песчаная пачка имеет толщину от 10 до 25м, .представлена неравномерным переслаиванием песчаников и алевролитов с различным содержанием глинистого цемента и сильно изменчивыми фильтрационными свойствами. Большая литолого-фациальная неоднородность верхней пачки отрицательно влияет на газонасыщенность песчано-алевритовых коллекторов, которая местами составляет от 0 до 40%. Нижняя, преимущественно песчаная пачка, имеет большую толщину (от 90 до 105м), относительно однородна, характеризуется высокими фильтрационными свойствами. Газ закачивается, в основном, в верхнюю песчаную пачку. На основании статистической обработки данных по открытой пористости ранее были выделены 3 группы песчаных коллекторов: I группа представлена глинистыми песчаниками и алевритами с открытой пористостью 16 - 24%, II группа - песчаники алевритистые с открытой пористостью 24 - 27%, III группа - песчаники слабосцементированные с открытой пористостью 27 - 32%. В сводовой части структуры распространены, преимущественно, коллекторы 1 и 2 групп, тогда как на периклиналях - коллекторы 3 группы. Анализ характера изменения фильтрационно-емкостных свойств по пласту и по площади Центрального ПХГ позволил выявить следующие особенности его строения: - Наличие литологической и фациальной неоднородности пласта-коллектора, обусловленной переслаиванием песков, песчаников, алевролитов и переходных разностей этих пород с пористостью от 16 до 32% и проницаемостью от долей до единиц Дарси; - Улучшение фильтрационно-емкостных свойств пласта - коллектора от его кровли к подошве. Худшие коллекторские свойства отмечаются в кровельной части пласта (до 10-12м от его литологической границы); - Улучшение фильтрационно-емкостных свойств пласта от свода структуры к ее крыльям и периклиналям.
Отметим, что между открытой пористостью и проницаемостью песчаного коллектора существует нелинейная зависимость. Проницаемость песчаных пород изменяется в гораздо большей степени, чем их пористость. По проницаемости также были выделены три группы песчаных коллекторов, но в отличие от пористости диапазон значений проницаемости в каждой группе значителен. К первой группе отнесены коллектора с проницаемостью не превышающей 100 мД, ко второй от 100 до 500 мД и к третьей, - более 500 мД. Следует оговорить, что кровля верхней песчаной пачки щигровского горизонта не может рассматриваться как поверхность, благоприятная для структурных построений. Положение границы «пласт коллектор покрышка» в данном случае определяется не только тектоническими, но и литологическими факторами (фациальные замещения песков и глин, происходящие на контакте, вносят погрешности в абсолютные отметки кровли пласта коллектора). При этом, развитие по площади этих литологических изменений во многих случаях носит случайный характер и, что важно, они локальны. Об этом можно судить, например, анализируя характер изменения мощностей глинистой покрышки в эксплуатационных скважинах Центральной площади. Как уже отмечалось, они пробурены на участке, значительно меньшем 1 км2 при расстоянии между скважинами 30-40 м. При этом мощность глинистой покрышки колеблется от 31 до 41 м. Легко убедится и в том, что «аномальные» разрезы на расстояниях 100 - 200 м переходят в «нормальные», где мощность пачки близка к средней. В этих условиях наиболее объективно форму кровли пласта коллектора отражает карта, построенная по кровле щигровского горизонта,- чёткому структурному реперу. Пласт коллектор хорошо прослеживается во всех без исключения разрезах разведочных и эксплуатационных скважин. Он повсеместно имеет хорошо распознаваемую в разрезе по данным геофизических исследований скважин (ГИС) кровлю и подстилается глинистым пропластком, широко развитым в пределах Центральной площади. Ловушка, используемая для газохранения относится к пластово-сводовому типу. Средняя мощность глинистого пропластка в пределах ловушки в области расположения эксплуатационных скважин составляет 10 м. Распределение мощности пласта коллектора в пределах ловушки неоднородно. Примерно половина структуры (к северо-востоку от скв.№129) характеризуется по данным бурения 10 скважин мощностью коллектора от 10 м и более. В районе скв.№8 предполагается наличие литологического окна. К юго- востоку от скв.№129 в трёх пробуренных здесь скважинах мощность пласта коллектора составляет порядка 7 м. Однако, расстояние между точками наблюдения здесь очень большие, ввиду чего условность трассировки в этой части площади изопахит очевидна. Далее, к юго- востоку, уже за пределами ловушки, мощность коллектора вновь возрастает до 12- 15 м. По кровле пласта коллектора в пределах изогипсы -640м структура имеет размеры 17.5 км на 8 км. Наиболее высокая отметка установлена в скв. № 8 (-618м), наиболее низкая предполагается в скв. №208 (-642м). Амплитуда ловушки составляет 24 м. Фиксируется устойчивое погружение песчаников на юго-западном и северо-восточном крыльях соответственно на 50 и 63 Центрального поднятия располагается область его критического замыкания, где и происходит его сочленение с соседней структурой.a
