Содержание к диссертации
Введение
1. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ ИНДИКАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ В ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ И НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЙ ПРАКТИКЕ 8
2. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ТЕРРИТОРИИ СЕВЕРО-СТАВРОПОЛЬСКОГО ПХГ 13
2.1. Географо - климатические и геологические условия 13
2.1.1. Географические и климатические условия 13
2.1.2. Особенности геологического строения Северо-Ставропольской площади 18
2.2. Структура гранулярных коллекторов 47
2.2.1. Оценка элементов порового пространства терригенных коллекторов по их гранулометрическому составу 53
2.2.2. Определение размеров эффективных пор гранулярных коллекторов 84
2.2.3. Твердые частицы и поровые каналы коллектора 85
2.2.4. Ориентированная пористость 88
2.2.5. Распределение связанной воды в ориентированных порах 92
2.2.6. Цемент и растворимые соединения в ориентированных порах 95
2.2.7. Средние размеры частиц породы и эффективных пор 97
3. НОВЫЕ ТИПЫ ИНДИКАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ С РЕГУЛИРУЕМЫМИ СВОЙСТВАМИ 101
3.1. Моделирование миграции индикаторов 106
3.2. Волнообразные эффекты при миграции индикатора 115
3.3. Совершенствование натурного моделирования геофлюидодинамических процессов 127
3.3.1. Технические средства для проведения индикаторных исследований 127
3.3.2. Исследования жидкофазных динамических процессов в пластах с аномально низким давлением 128
3.3.3. Исследования динамических процессов газовой среды 134
4. ПРИМЕНЕНИЕ И ВОЗМОЖНОСТЬ ОЦЕНКИ ЕФП С ПОМОЩЬЮ НОВЫХ ТИПОВ ИНДИКАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ 139
4.1. Результаты индикаторных исследований динамических процессов жидкой среды на Северо-Ставропольском подземном хранилище газа (зеленая свита) 139
4.1.1. Оценка емкостно-фил ьтрационных параметров коллектора 139
4.1.2. Оценка внедрения пластовой жидкости при отборе газа в отложения зеленой свиты на основе результатов индикаторных исследований 145
4.2. Результаты индикаторных исследований динамических процессов газовой среды 150
4.2.1. Результаты индикаторных исследований динамических процессов газовой среды на Северо-Ставропольском ПХГ (хадумский горизонт) 150
4.3. Экономическая эффективность внедрения индикаторных исследований 151
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 155
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 157
ПРИЛОЖЕНИЯ
- Ориентированная пористость
- Совершенствование натурного моделирования геофлюидодинамических процессов
- Результаты индикаторных исследований динамических процессов жидкой среды на Северо-Ставропольском подземном хранилище газа (зеленая свита)
Введение к работе
Одним из путей обеспечения надежности системы газоснабжения крупных регионов, а так же экспортных поставок газообразных углеводородов является создание и обеспечение стабильной эксплуатации подземных хранилищ газа.
Крупные базовые подземные хранилища должны брать на себя на какой-то период и полное газоснабжение крупных регионов в зимнее время, например, что и произошло в период отбора газа 2005-2006 г.г. в связи с погодными условиями. Кроме этого, в хранилищах такого типа может создаваться долгосрочный резерв, который может быть отобран из хранилища либо непосредственно после отбора в осенне-зимний период, либо в следующий период отбора без дополнительной закачки газа. Задачи, которые ставятся перед базовыми хранилищами, естественно, выдвигают и новые требования к объектам, в которых они создаются. Хотя хранилища такого типа могут быть созданы как в истощенных месторождениях, так и в водоносных структурах, на наш взгляд, предпочтение следует отдать истощенным месторождениям. Это должны быть крупные истощенные газовые месторождения с достаточно большим газонасыщенным объемом продуктивного пласта, обладающего хорошими коллекторскими свойствами, герметичной ловушкой, расположенные в мощном газотранспортном узле в европейской части России. Одним из таких регионов является Северный Кавказ, который в свое время был крупным газодобывающим районом, а сейчас является крупным потребителем газа. Регион располагает истощенными газовыми месторождениями, которые являются основой для создания крупных базовых ПХГ. Наиболее полно отвечает задачам, стоящим перед базовыми подземными хранилищами, Северо-Ставропольское ПХГ, созданное на базе крупного истощенного газового месторождения и имеющее два объекта для хранения газа - в хадумском горизонте и зеленой свите, существенно отличающихся по своим характеристикам и режимам работы. Северо-Ставропольское подземное хранилище газа (СС ПХГ) расположено на территории Изобильненского района Ставропольского края, является одним из элементов Единой газотранспортной системы ОАО «Газпром».
Создание ПХГ в пористых средах в нашей стране начато в 1958 г. введением в эксплуатацию мелких выработанных залежей истощенных месторождений Куйбышевской области. Данные ПХГ предназначались в основном для утилизации попутного нефтяного газа. В этом же году началась эксплуатация Елшано-Курдюмовского ПХГ в Саратовской области.
За последующие 45 лет проведена огромная работа по созданию подземных хранилищ газа в Единой Системе Газоснабжения (ЕСГ). В настоящее время наблюдается увеличение роли ПХГ в надежной работе ЕСГ.
Сейчас в России создана развитая система ПХГ, включающая 25 объекта, в которых хранится около 80 млрд м3 активного газа. Максимальная суточная производительность всех ПХГ составляет более 600 млн м3.
В истощенных газовых месторождениях создано 70 % существующих и сооружаемых ПХГ. Большинство ПХГ являются крупными подземными хранилищами, создание которых вызвано потребностями развития газовой промышленности России.
ПХГ имеют многоцелевое назначение в системе газоснабжения:
- регулирование сезонной неравномерности;
- дополнительная подача газа потребителям в аномально холодную зиму;
- обеспечение надежности экспортных поставок газа;
- создание долгосрочных резервов на случай непредвиденных экстремальных ситуаций;
- создание оперативных запасов газа на случай кратковременных аварийных ситуаций в системе газоснабжения.
Созданная в России система хранилищ позволяет обеспечить:
• 15 % объема годового потребления российских потребителей;
• 40 % дневного потребления газа российскими потребителями;
• 12 % объема экспортных поставок газа.
Различают газовые хранилища - в водоносных пластах и в истощенных газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождениях (залежах). Одним из таких оперативных базисных хранилищ является Северо-Ставропольское ПХГ.
Подземные хранилища газа в терригенных коллекторах, по сути происходящих процессов, являются сложной системой, поведение которой обуславливается воздействием внешних и внутренних факторов. В технологической системе ПХГ используется значительно больший действующий фонд скважин, в результате циклических закачек и отбора газа происходит разнонаправленное движение газоводяного контакта (ГВК), значительные колебания давлений и температуры. Воздействие этих факторов приводит к изменению емкостно-фильтрационных свойств (ЕФС) коллектора. Для оценки ЕФС газонасыщенного коллектора в ПХГ немало важным является совершенствование промысловых методов определения коллекторских свойств, а так же внедрение новых. Кроме того, для ПХГ, характеризующихся значительной площадью газоносности и неравномерностью эксплуатации отдельных зон большое значение с целью совершенствования геолого-промыслового обеспечения эффективной эксплуатации ПХГ имеет разработка геолого-промысловых моделей, позволяющих рационально прогнозировать режимы эксплуатации ПХГ в целом, так и отдельных его зон.
Новая комплексная методика оперативной оценки ЕФС коллекторов - индикаторные исследования с использованием качественно новых индикаторов (трассеров). В качестве твердой фазы матрицы новых индикаторов использован меламиноаминотолуолсульфамид формальдегидный полимер (МТОФ-смола), в которую заключены ярко флюоресцирующие органические люминофоры (при необходимости разных цветов). Описываемые материалы не растворимы в исследуемой среде, нетоксичны, устойчивые к действию физических, химических и биологических факторов, являются санитарно-экологически безопасными.
Целью диссертационной работы является совершенствование методики оценки емкостно-фильтрационных свойств коллекторов подземных хранилищ газа.
В соответствии с указанной целью формулируются главные задачи:
- изучение и исследование изменений параметров поровых коллекторов в процессе эксплуатации;
исследование возможности использования и применение тонкодисперсных веществ в качестве индикатора;
- исследование модели миграционных процессов индикатора;
совершенствование методики проведения индикаторных исследований;
- реализация индикаторных исследований при эксплуатации ПХГ. Научная новизна:
Показаны результаты порометрических исследований отложений Северо-Ставропольского ПХГ, выполненных по гранулометрическим данным. Анализ элементов порового пространства отложений зеленой свиты ССПХГ демонстрирует их площадные локальные преобразования во времени. Так количество образцов с проницаемостью 1,5 - 5,0 мкм2 увеличилось на 72,6%, количество образцов со средними радиусами пережимов 7 мкм увеличилось на 20%, уменьшилось содержание глинистых фракций. Дано обоснование возможности использования тонкодисперсных индикаторов для исследования особенностей флюидодинамических систем. Предложен и реализован метод оценки емкостно-фильтрационных свойств газонасыщенных коллекторов на примере Северо-Ставропольского ПХГ. Предложена методика и выполнена оценка вторгающегося объема пластовой жидкости в период отбора газа из ПХГ.
Практическая ценность работы заключается в том, что усовершенствованная методика индикаторных исследований позволяет устанавливать внутрипластовые потоки газа, оценивать емкостно-фильтрационные параметры коллекторов, идентифицировать различного рода межпластовые и техногенные перетоки флюидов при их наличии, оценивать объемы вторгающейся пластовой жидкости в периоды отбора газа на примере Северо-Ставропольского ПХГ.
Реализация результатов исследований.
Результаты работы использованы при составлении технологических режимов эксплуатации Северо-Ставропольского ПХГ, а так же при идентификации возможных источников техногенных перетоков скважин Михайловского ПХГ.
Апробация работы:
Основные положения работы докладывались на Первой региональной научно-технической конференции «Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону» (Ставрополь, 1997), XXXI научно-практической конференции по результатам работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов СевКавГТУ за 2000 год (Ставрополь, 2001), IX Международной научно-практической конференции «Высокие технологии в экологии» (Воронеж, 2001), Международной конференции, посвященной 80-летию А.А. Карцева «Фундаментальные проблемы нефтегазовой гидрогеологии» (Москва, 2005), VI Всероссийской конференции молодых специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва, 2005), IV научно-практической конференции молодых специалистов ООО «Севергазпром» -«Современные технологии газовой отрасли» (Ухта, 2006), VI конференции молодых работников, посвященной 50-летию ООО «Кавказтрансгаз» Ставрополь, 2006).
Публикации.
Результаты проведенных исследований автора отражены в 7 публикациях и 1 научно-исследовательском отчете.
Фактический материал. Основой диссертационной работы послужили исследования автора, выполненные в ООО «Кавказтрансгаз» за период 2000 - 2006 гг. Автором использованы фактический материал, изложенный в печатных и рукописных работах ООО «Кавказтрансгаз», ОАО «СевКавНИПИгаз», ПФ «Ставропольгазгеофизика», ООО «ВНИИГАЗ», ИПНГ РАН, РГУ им. И.М. Губкина и других организаций.
Аналитическую основу составили более 1000 замеров пластовых давлений и температур, более 500 анализов керна, проб пластовых флюидов, более 400 анализов проб флюидов при индикаторных исследованиях.
Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 167 страницах машинописного текста, 40 рисунков, 15 таблиц. Список использованных источников включает 132 наименования.
Автором защищаются следующие основные положения:
1. Методика оценки элементов порового пространства терригенных коллекторов по их гранулометрическому составу;
2. Методика и результаты оценки емкостно-фильтрационных свойств коллекторов ПХГ;
3. Методика и результаты оценки внедрения пластовой жидкости при отборе газа из ПХГ.
В процессе выполнения исследований автор пользовался советами С.А. Варягова, О.Е. Аксютина, В.И. Беленко, З.В. Стерленко, В.А. Гридина, И.В. Зиновьева, СВ. Беленко и многих других. Всем им диссертант считает приятным долгом выразить свою благодарность.
Ориентированная пористость
На проницаемость породы-коллектора влияют многие факторы и в первую очередь пористость. Имеются указания о недостаточно четкой полулогарифмической зависимости между проницаемостью и общей пористостью гранулярных коллекторов [64, 65]. Подобная зависимость между эффектной пористостью и проницаемостью как параллельной, так и перпендикулярной плоскости напластования доказана для продуктивных отложений нижнего мела ряда площадей Восточного Предкавказья. Недостаточно строгий вид выявленной связи объясняется, по-видимому, тем, что ориентированная проницаемость сопоставлялась не с ориентированной, а с эффектной пористостью породы. Можно обоснованно предполагать существование аналогичной зависимости между ориентированной проницаемостью и ориентированной общей и эффективной пористостью в каждом из трех отдельно взятых взаимно перпендикулярных направлениях одного и того же образца терригенной породы-коллектора.
Наиболее четкая и теоретически обоснованная зависимость между проницаемостью, эффективной пористостью, удельной поверхностью (Sgb) и извилистостью (R) поровых каналов коллекторов выражена формулой Козени-Кармака: где (р - коэффициент, учитывающий форму поровых каналов и изменяющийся от 2 до 3, но чаще равный 2,5; R - извилистость пор, выражающаяся отношением среднестатистической их длины (Lc) к кратчайшему расстоянию (L) между началом и концом канала; S p -удельная поверхность пор, определяемая на единицу объема породы. Для песчаных коллекторов (В.Н. Кобранова, 1962) последняя величина равна: где Кв - коэффициент максимальной насыщенности породы связанной водой, равный отношению объема связанной воды (Ve = тп -т) к суммарному объему пор (тп); т - толщина слоя связанной воды.
Для оценки извилистости поровых каналов породы-коллектора выберем наиболее неблагоприятные условия фильтрации флюида, огибающего на своем пути каждую частицу породы. При общем горизонтальном направлении потока путь флюида проходит через точки, расположенные на стыках прямолинейных участков, по своей длине не превышающих размеры зерен по горизонтали и вертикали. Длина пути фильтрации флюида по напластованию породы составит
Lcx=dX2gx+dZ2(gx-l).
В пределах каждого ребра образца породы, с объемом достаточным для лабораторных исследований, размещаются десятки или сотни песчаных или алевритовых частиц. Единица в скобках этой формулы практически не отражается на величине всего множителя, а поэтому ею можно пренебречь:
Конкретизируем формулу (29) для каждого из главных направлений терригеннои породы-коллектора, заменив множители ее знаменателя соответствующими значениями:
Возможные различия между fx и fz , а также между тх и rz практического значения не имееют. Разделив первое равенство на второе, после необходимых сокращений получим:
Коэффициенты максимальной насыщенности связанной водой различно ориентированных поровых каналов породы-коллектора различаются между собой, по-видимому, весьма незначительно, а потому отношение K2BZ/K2SX приблизительно равно единице. Тогда
Зная эффективную пористость породы и проницаемость параллельно и перпендикулярно напластованию, не трудно определить суммарные объемы эффективных пор, ориентированных в соответствующих направлениях. Различно ориентированные поры в зонах своих пересечений образуют микрокамеры, являющиеся составными частями как тех, так и других ориентированных пор. Суммарные объемы их, с учетом микрокамер, могут быть определены согласно ниже следующим рассуждениям.
Образец терригенной породы-коллектора кубической формы с длиной ребра в 1 см поместим в систему прямоугольных координат. Суммарные объемы пор трех взаимно перпендикулярных направлений можно изобразить в виде прямоугольных параллелепипедов. Площади оснований каждого из них равны по 1 см2 и высоты соответственно hx, hy и hz. Объемы этих параллелепипедов (тэх, тзу, т3 z), включая объемы микрокамер, численно равным своим высотам. Пересечения каждой пары параллелепипедов описывают фигуры, отражающие суммарные объемы микрокамер поровых каналов, относящиеся в одинаковой степени к порам обоих рассматриваемых направлений. Численно они равны произведениям тэх тэу, тэу тЭ2 . Параллелепипед описывает объем, равновеликий сумме объемов пор, являющихся составными частями поровых каналов каждого их трех взаимно перпендикулярных направлений. Объем этого параллелепипеда численно равен произведению тэх тэу m3Z. Суммарный объем эффективных поровых каналов всех направлений (т ) для рассматриваемого образца породы равен:
Из числа всех параметров физических свойств терригенных коллекторских пород, исследуемых в лабораторных условиях, для оценки поперечных размеров поровых каналов, не считая метода капиллярных давлений, используются пока только эффективная пористость и проницаемость, входящие в формулу (24). Основными эти параметры являются и в формуле Козени-Кармана. Извилистость и удельная поверхность поровых каналов, а также коэффициент, учитывающий их форму, в лабораторных условиях не исследуются, а рассчитываются по другим параметрам или определяются эмпирически косвенным путем.
В этом вопросе до сих пор не нашли применение результаты исследований всех составных частей породы, в том числе суммарные объемы песчаных и алевритовых частиц, цементирующего и растворимого вещества, связанной воды. Рекомендуемая методика определения поперечных размеров пор предназначена устранить этот недостаток.
Фактические контуры поровых каналов терригенных коллекторов в поперечном разрезе имеют самые разнообразные формы, площади которых условно приравниваются к округлым, что позволяет судить о размерах эквивалентных радиусов межзерновых промежутков. По результатам анализа гранулометрического состава и характеру распределения в породе цементирующего вещества мождно определить среднее количество песчаных и алевритовых зерен на каком-либо срезе образца. Количество пор, ориентированных нормально к этой поверхности, не может превышать количества зерен, как бы они между собой ни размещались. Определив суммарный объем пор и количество межзерновых промежутков на рассматриваемом срезе породы, не трудно рассчитать значение площади поперечных сечений поровых каналов, а, следовательно, и их эквивалентных радиусов.
Дальнейшие рассуждения базируются на некоторых условиях, в большинстве случаев являющихся преобладающими для терригенных пород. Песчаные и алевритовые зерна пород между собой имеют непосредственный контакт. Окатаны они в различной степени, но формы частиц для расчетов целесообразнее принять строго геометрическими. Условно будем считать их деформированными по вертикали шарами, с
округлыми контурами в плоскости напластования породы и эллиптическими в вертикальном разрезе. Цементирующее вещество с растворимыми соединениями выполняет межзерновые пространства частично, концентрируясь преимущественно в участках стыков песчаных и алевритовых частиц, в чем проявляется тенденция к округлению поперечных сечений поровых каналов. Большинство из возможных отклонений от изложенных условий приведет к увеличению размеров поперечных сечений открытых пор.
Объем связанной воды зависит от суммарной поверхности поровых каналов, их эквивалентных радиусов и радиуса молекулярного притяжения твердых частиц. При этом предполагается, что в терригенном коллекторе закрытые поры практически отсутствуют или суммарный объем их настолько мал, что он существенно не отразится на результатах расчета связанной воды в порах различной ориентировки.
Для определения объемов связанной воды в ориентированных порах необходимо рассчитать их количество на взаимно перпендикулярных сторонах образца породы кубической формы с длиной ребра в 1 см, в виде равнозернистого песчаника (алевролита), каждая частица которого вписывается в прямоугольный параллелепипед с размерами в пространстве dX2, dY2 и dZ2. Площади каждой из сторон куба между собой равны и в рассматриваемом примере могут быть выражены равенством
Совершенствование натурного моделирования геофлюидодинамических процессов
Автором совместно с С.А. Варяговым, А.Е. Арутюновым, И.В. Зиновьевым и др. разработан способ исследования жидкофазных динамических процессов, основанный на введении в пласт индикаторов в жидком носителе, каждый из которых закачивается в соответствующую нагнетательную скважину, отборе проб пластового флюида. Закачивается индикатор каждого цвета в виде жидкой суспензии микрогранул, состоящих из смеси поликонденсационной смолы и органического люминесцирующего вещества со степенью дисперсности, выбираемой из неравенства где Л" - длина интервала перфорации фильтра наблюдательной скважины, выбранная из условия максимальности из ряда наблюда-тельных скважин или мощность пласта, необсаженного эксплуатационной колонной в наблюдательной скважине, выбранная из условия максимальности из ряда наблюдательных скважин, м; т - коэффициент открытой пористости, д.ед.; Vnn - истинная скорость потока подземной жидкости, м/мин; рж - плотность пластовой жидкости, кг/м3; /п - внутренний диаметр наблюдательной скважины, выбранный из условия минимальности из ряда наблюдательных скважин, м; д - ускорение свободного падения, м/с2; Re - число Рейнольдса для подземных жидкостей; рмг - плотность микрогранул индикатора каждого цвета, кг/м3; с/м - диаметр микрогранул индикатора каждого цвета, м; dnop -минимальный размер поровых каналов пород-коллекторов, м; hCB - толщина слоя связанной жидкости, м, смешивают с отобранным объемом пластовой жидкости в соотношении об. частей, равном 0,0005 ч- 0,001 -1 соответственно. Из множества нагнетательных скважин выбирают центральные нагнетательные скважины, расположенные в одном или нескольких горизонтах исходя из системы расположения наблюдательных скважин по площади, и в каждую из них закачивается полученная взвесь индикатора одного цвета в пластовой жидкости. Затем определяют временной интервал, через который отбирают первую пробу с уровня скважинной жидкости из каждых наблюдательных скважин, расположенных в одном или нескольких горизонтах, по формуле временной интервал, через который отбирают первую пробу с уровня скважинной жидкости из /-той наблюдательной скважины, мин; Ьмжта] -коэффициент, учитывающий макродисперсию в "лобной" части волны индикатора и ошибки определения истиной скорости потока подземной жидкости, д. ед.; lj.K - расстояние от середины интервала перфорации /с-той центральной нагнетательной скважины до середины интервала перфорации фильтра или середины пласта-коллектора необсаженного эксплуатационной колонной, в /-той наблюдательной скважине, м; tBCnnj- - время, необходимое для всплытия микрогранул индикатора от нижних дыр интервала перфорации фильтра или подошвы пласта-коллектора, не обсаженного эксплуатационной колонной, до уровня жидкости в/-той наблюдательной скважине, мин, равное коллектора, не обсаженного эксплуатационной колонной, /-той наблюдательной скважины, м.
Для каждой наблюдательной скважины определяется частота отбора проб пластовой жидкости по выражению
Ц.к = (4 V3J т h3.K nf5 (6 \/пл)и + U , (131)
где Atj.K - временной интервал, через который отбирают каждую последующую пробу после первой, с уровня скважинной жидкости из/-той наблюдательной скважины, мин; V3K- объем закачки индикатора /с-того цвета в /с-тую центральную нагнетательную скважину, м3; h3M- длина интервала перфорации в /с -той центральной нагнетательной скважине, через которую введен в пласт индикатор к -того цвета, м, где t j.K - время окончания отбора проб для/-той наблюдательной скважины, мин; Ь мавдисп коэффициент, учитывающий макродисперсию в "хвостовой" части волны концентрации индикатора и ошибки определения истинной скорости потока подземных жидкостей, д. ед. Причем в каждой отобранной пробе определяется концентрация индикатора каждого цвета и находится соответствующая ей концентрация аналогичного индикатора, ранее поступившего в призабойную зону пласта, по формуле: где t[v_k - время отбора первой пробы с уровня скважинной жидкости в /-той наблюдательной скважине, в которой cj_t(tj.v) 0, мин; hmj- длина интервалаперфорации фильтра или мощность пласта коллектора, необсаженного эксплуатационной колонной/-той наблюдательной скважины, м; t]m1i.k - время отбора /-1-ТОЙ (предыдущей) пробы, отобранной с уровня скважинной жидкости в /-той наблюдательной скважине, мин, и далее по найденному множеству значений изменения концентрации индикатора каждого цвета во времени в призабойной зоне пласта определяются его емкостно-фильтрационные свойства и направления жидкофазных потоков. В выражениях (129), (132) зависимости величины коэффициентов Ьмак.Дисп и Ь Маклисп от 0ТКРытй пористости для коллекторов различного типа установлены на основе лабораторных и промысловых исследований и имеют вид: для поровых коллекторов Использование нескольких цветов индикатора позволяет одновременно проводить закачивание индикатора в разные скважины и однозначно определять в количественном выражении из какой центральной нагнетательной скважины мигрировал индикатор. Наблюдательная скважина выполняет роль не только места отбора проб жидкости, но и «ловушки» для тонкодисперсного индикатора, состоящего из микрогранул заданного цвета. При миграции в пласте-коллекторе индикатор согласно уравнению Чена [99] находится в седиментационной устойчивости, хотя и характеризуется меньшей плотностью микрогранул по сравнению с пластовой жидкостью. Это обеспечивается микропульсациями как во времени, так и в пространстве скорости подземного потока. При пересечении подземным потоком ствола скважины его скорость резко уменьшается (в т"1 раз) за счет увеличения эффективного сечения фильтрации и затухают микропульсации скорости. В таких условиях индикатор становится седиментационно неустойчивым и за счет меньшей плотности и незначительного диаметра микрогранулы всплывают вверх, накапливаясь на уровне жидкости.
Степень дисперсности микрогранул индикатора подбирают таким образом, чтобы время всплывания микрогранулы в интервале перфорации фильтра наблюдательной скважины или в интервале пласта, необсаженного эксплуатационной колонной, /, определяемое по уравнению Стокса, было меньше или равно времени, необходимого для пересечения подземным потоком жидкости ствола скважины, tm, т.е. Форма микрогранул близка к сферической. Необходимость получения квазишарообразной формы микрогранул обусловлена рядом причин: 1) для приближения динамики микрогранул к динамике несущей среды; 2) чтобы уменьшить сопротивление при движении частицы (микрогранулы) в самом потоке; 3) для более надежного диагностирования (идентификации) микрогрунул на фильтре.
Для этого предлагается ряд технологических операций по получению микрогранул квазишарообразной формы. Дисперсную массу смешивают с водой, канифолью и нашатырным спиртом в пропорции, мае. частей: дисперсная масса - 1, вода - 10, канифоль - 0,2, нашатырный спирт - 0,2. Затем данная смесь нагревается до 90 С при постоянном перемешивании в течение 3 часов. После этого быстро охлаждается водой со льдом, содержащей 0,5 % поверхностно-активных веществ. Это позволяет зафиксировать шарообразную форму микрогранул. Полученную массу смешивают с метанолом в пропорции 1:10. Полученную смесь в течение 2 час обрабатывают на ультрозвуковом диспергаторе АКУ-1 (конструкции ИФТПС ЯФ СО АН СССР) с плавающими частотами с акустическим излучателем из пьезокерамики ЦТС-23 для предотвращения коагуляции микрогранул в суспензии.
При получении микрогранул индикатора по размерам более установленной максимальной нормы, часть индикатора уйдет вместе с потоком пластовой жидкости из ствола наблюдательной скважины, что приведет к искажению значений исследования.
Зависимость дисперсности микрогранул индикатора от времени помола, апроксимирующаяся выражением
Результаты индикаторных исследований динамических процессов жидкой среды на Северо-Ставропольском подземном хранилище газа (зеленая свита)
Новая комплексная технология индикаторных исследований жидко-фазных динамических процессов опробована в 1999-2001 гг. на Северо-Ставро-польском ПХГ в зеленой свите [72 - 87,107 -110] в два этапа.
Индикаторные исследования включали в себя:
1) закачку индикатора в конце периода закачки газа в ПХГ в скважины;
2) отбор проб флюидов из эксплуатационных скважин;
3) анализ проб флюидов на присутствие индикаторов различного цвета и обработку результатов.
На первом этапе проведена закачка в скв. 225 индикатора желтого цвета (27.09.99 г.); синего цвета - в скв. 367 (27.09.99 г.) и индикатора красного цвета в законтурную скв. 163 (рис. 35), в нейтральный период, после закачки газа в ПХГ (19.10.99 г.).
Пробы воды в период 10.99 - 12.1999 г, которые были отобраны из скважин 220, 344, 317, 329б, 346, 326, 325, 239, 253, 252, 234, 262, 274, 287, 228, 302, 362, 300, 299, 274, 384 (скважины первой очереди) и из скв. 178, 216, 219, 224, 271, 272, 274, 284, 297 (скважины второй очереди) анализировались одновременно на присутствие индикаторов красного, желтого и синего цветов. Пробы флюидов из скважин второй очереди начинали отбираться с момента прохождения первого максимума концентрационной волны через хотя бы одну скважину первой очереди по направлению потока.
Индикатор синего цвета обнаружен в пробах флюидов, отобранных из скв. 299, 300, 284, а индикатор желтого цвета обнаружен в пробах флюидов, отобранных из скв. 252,178 (рис. 35). Индикатор красного цвета не обнаружен ни в одной пробе.
Первые порции индикатора синего цвета поступили в скв. 299 через 102 сут. Концентрационная волна имела двухмодульный характер: первый максимум концентрационной волны (5600 частиц/дм3) пришел через 104 сут, а второй (1350 частиц/дм3) - через 108 сут. Длина волны составила 13 сут. Первые порции индикатора поступили в скв. 300 через 106 сут. Максимум концентрационной волны (4560 частиц/дм3) отмечен через 107 сут. Длина волны составила 11 сут. Поступление первых порций индикатора в скв. 284 установлено через 134 сут. Концентрационная волна имела ярко выраженный двухмодальный характер: первый максимум концентрационной волны (12 частиц/дм3) пришел через 135 сут, а второй (5 частиц/дм3) -через 144 сут. Длина волны составила 19 сут.
Схема проведения трассерных исследований в отложениях зеленой свиты Северо-Стааропольского ПХГ
Первые порции индикатора желтого цвета поступили в скв. 252 через 106 сут. Максимум концентрационной волны (5600 частиц/дм3) отмечен через 108 сут. Длина волны составила 12 сут. Поступление первых порций индикатора прослежено в скв. 178 через 130 сут. Концентрационная волна имела ярко выраженный двухмодальный характер: первый максимум концентрационной волны (14 частиц/дм3) пришел через 131 сут, а второй (5 частиц/дм3) - через 136 сут. Длина волны составила 14 сут. Для концентрационных волн индикатора синего и желтого цветов характерно увеличение длины волны по мере движения. Так, например, длина волны индикатора желтого цвета увеличилась с 12 до 14 сут, а длина волны индикатора синего цвета - с 13 до 19 сут.
Отношение проницаемости к пористости определялось по формуле:
к/т = 0,5а2In (а/гс)//в (Ар- tmaxy\ (152)
где, /с- проницаемость, мкм2;
т - эффективная пористость, д. ед.;
а - расстояние между скважинами, м;
гс - радиус скважины, м;
/ув - динамическая вязкость воды в пластовых условиях, мПа-с;
Ар - перепад давлений на расстоянии от гс до а , Па;
taax - время прихода максимума концентрационной волны индикатора, с.
Проницаемость определялась по данным газодинамических исследований и затем оценивалась пористость. То обстоятельство, что индикаторы разного цвета были запущены во 2-й пласт, а обнаружены в пробах из скважин, эксплуатирующих только 1-й пласт, но эксплуатационные колонны которых перекрывают 1-й, а, 2-й пласты, указывает на то, что поступление пластовой воды осуществлялось по нарушениям цементного кольца. Подтверждением этому является также необнаружение индикатора синего цвета в скв. 303, расположенной между скв. 299 и 300, из которой отбор газа не проводился.
На втором этапе введение индикаторов проведено в конце периода закачки газа в ПХГ в приконтурные скважины: коричневого цвета в скв. 292 (12.10.2000 г., 11ш), розового цвета в скв. 316 (12.10.2000 г., 1122), см. рис. 35.
Пробы воды в период 10.1999 - 03.2000 г. были отобраны из скважин 268, 269, 291, 293, 326, 325, 313, 332, 331, 309, 262, 274, 287, 228, 302, 362, 300, 299, 274, 384 (скважины первой очереди), из скв. 267, 295, 308, 315, 318, 312, 31, 334, 335, 344, 347, 347, 327, 337 (скважины второй и третьей очередей) и из скв. 233, 349, 353, 357, 358, 359, 361 и анализировались одновременно на присутствие индикаторов коричневого, розового цветов. Пробы флюидов из скважин второй и третьей очередей начинали отбираться с момента прохождения первого максимума концентрационной волны через хотя бы одну скважину первой очереди по направлению потока.
Индикатор коричневого цвета обнаружен в пробах флюидов, отобранных из скв. 293, 294, а индикатор розового цвета обнаружен в пробах флюидов, отобранных из скв. 332, 331, 335 (рис. 35).
Первые порции индикатора коричневого цвета поступили в скв. 293 через 99 сут. Концентрационная волна имела одномодальный характер максимум концентрационной волны пришел через 102 сут. Длина волны составила 12 сут. Поступление первых порций индикатора в скв. 294 установлено через 134 сут. Концентрационная волна имела двухмодальныи характер: первый максимум концентрационной волны пришел через 136 сут, а второй - через 145 сут. Длина волны составила 19 сут.
Первые порции индикатора розового цвета поступили в скв. 332 через 86 сут. Максимум концентрационной волны пришел через 88 сут. Длина волны составила 12 сут. Поступление первых порций индикатора прослежено в скв. 331 через 110 сут. Концентрационная волна имела ярко выраженный двухмодальныи характер: первый максимум концентрационной волны пришел через 111 сут, а второй - через 116 сут. Длина волны составила 14 сут. В скв. 335 первые порции индикатора розового цвета поступили через 126 сут. Концентрационная волна имеет ярко выраженный двухмодальныи характер: первый максимум концентрационной волны пришел через 127 сут, а второй - через 133 сут. Длина волны составила 16 сут.
Расчетные значения величин к и т приведены в табл. 11.
