Содержание к диссертации
Введение
1 Предмет исследования, обоснование цели и постановка задачи исследования 10
1.1 Особенности трещиновато-пористых коллекторов 10
1.2 Свойства трещиновато-пористых коллекторов 13
1.3 Геомеханические условия трещинообразования 15
1.4 Анализ эксплуатации существующих объектов подземных хранилищ газа 19
1.5 Анализ существующих подходов к оценке рационального буферного объема газа 30
Выводы по разделу 1 37
2 Особенности гидродинамического моделирования трещиновато-пористых карбонатных коллекторов 38
2.1 Параметры характерной трещины 38
2.1.1 Раскрытость и проницаемость характерной трещины 38
2.1.2 Проницаемость и анизотропия трещинной среды 41
2.1.3 Зависимость свойств трещиновато-пористой среды от давления 43
2.2 Характеристика системы трещин на основе геометрических параметров пласта 47
2.3 Математическая модель фильтрации в среде с двойной пористостью 49
2.4 Особенности применения модели двойной пористости для ПХГ 52
2.4.1 Вязкостное вытеснение 52
2.4.2 Гравитационный дренаж 55
2.5 Оценка перспективности создания ПХГ на основе геолого-физической информации 56
2.5.1 Модель ПХГ в трещиновато-пористом водоносном пласте 56
2.5.2 Критерий пригодности геологической структуры для создания ПХГ .58
Выводы по разделу 2 66
3 Методика обоснования буферного объема газа пхг в трещиновато-пористых карбонатных коллекторах 67
3.1 Постановка задачи оптимизации буферного объема газа 67
3.2 Модель оптимизации буферного объема газа 70
3.3 Метод решения задачи выбора оптимального буферного объема газа 76
3.4 Оценка возможности создания ПХГ на основе методики определения буферного объема газа 79
3.5 Численное исследование алгоритмов оптимизации буферного объема газа 81
3.5.1 Исходная информация 81
3.5.2 Результаты тестирования алгоритмов 88
Выводы по разделу 3 100
Заключение 101
Список литературы 103
- Анализ эксплуатации существующих объектов подземных хранилищ газа
- Зависимость свойств трещиновато-пористой среды от давления
- Критерий пригодности геологической структуры для создания ПХГ
- Оценка возможности создания ПХГ на основе методики определения буферного объема газа
Анализ эксплуатации существующих объектов подземных хранилищ газа
В настоящее время процесс эксплуатации подземных хранилищ газа, созданных в трещиновато-пористых карбонатных коллекторах, изучен слабо. Cоздание и эксплуатация таких хранилищ затруднены из-за сложности строения карбонатных структур, неоднозначности типов и свойств коллекторов в пределах резервуара, нерешенности ряда важнейших вопросов оценки трещиноватости и ее пространственной изменчивости.
Подземным хранилищем газа, созданным в трещиноватом коллекторе истощенного нефтегазоконденсатного месторождения, является Совхозное ПХГ, расположенное в Октябрьском районе Оренбургской области. Рельеф местности представляет собой слабо всхолмленную равнину, изрезанную редкой сетью оврагов и балок. Эксплуатация Совхозного ПХГ началась с июня 1974 г.
По состоянию на 01.01.2002 г. на площади пробурено 140 скважин, данные которых значительно уточнили геологическое строение объекта хранения. По результатам интерпретации геофизических данных скважин, пробуренных после 1972 г., и переинтерпретации старого фонда скважин, подтверждает развитие в нижней части кунгурского яруса (филипповский горизонт) пачки пористых карбонатных прослоев мощностью до нескольких десятков метров. Развитие поровых карбонатных прослоев приурочено к сводовой и Северо-восточной части рифового массива. От основного продуктивного пласта (артинский, сакмарский ярусы) пористые прослои филипповского горизонта разделяются плотными разностями пород, толщина которых изменяется от 10 до 40-50 и более метров. В отдельных скважинах плотные прослои вообще отсутствуют, что дает основание предполагать о наличии газодинамической связи между основной залежью и филипповским горизонтом. Прямого опробования филипповского горизонта не проводилось.
Опыт эксплуатации Совхозного ПХГ при пониженном (36-120 кгс/см2) пластовом давлении в течение длительного (16 лет) периода времени свидетельствует о газовом режиме работы залежи и отсутствии признаков значительных водопроявлений по скважинам хранилища. При изучении сложных типов коллекторов, широко развитых в карбонатных толщах, относительно слабо учитываются два основных фактора. Первый из них трещиноватость, определяющая фильтрацию флюидов. Второй - вторичная пустотность, возникновение которой обязано в основном процессам растворения и выщелачивания. Кавернозность значительно увеличивает общую полезную емкость коллектора и соответственно повышает извлекаемые запасы углеводородов, содержащиеся в нем. Длительные постседиментационные преобразования в равной степени затронули известняки и доломиты и обеспечили широкий диапазон типов коллекторов. Сложное строение пустот в карбонатных отложениях связано с повышенной растворимостью под воздействием большого числа разнонаправленных факторов: химизма и движения подземных вод, температуры, давления и др. Весь накопленный материал показывает, что длительный процесс формирования коллекторов неоднократно меняет характер и направленность воздействия на растворимые карбонатные породы, видоизменяет во времени и пространстве структурные особенности пустотного пространства, создает многообразие типов коллекторов, различных по сложности строения и отличающихся значительной изменчивостью основных параметров. В научной литературе приведены многочисленные примеры залежей газа в трещиноватых карбонатных пластах-коллекторах. На месторождении Бивер-Ривер в Канаде, расположенном на границе Юконы и Британской Колумбии, по данным Дэвидсона и Сноудона [78], существовали значительные потери запасов газа, частично и из-за высокой проницаемости пород, обусловленной вертикальными трещинами. Считалось, что это газовое месторождение — крупнейшее в Британской Колумбии. Его промышленные запасы газа оценивались в 300 млрд. м3. Первоначальная общая добыча газа по шести скважинам составляла 60 млн. м3/сут. Однако быстро растущая обводненность скважин привела через пять лет к уменьшению суточной добычи до 900 тыс. м3, а в 1978 г. к окончательному прекращению эксплуатации месторождения. Такое явление было вызвано следующими негативными факторами.
Во-первых, продуктивные отложения на этом месторождении, представленные чрезвычайно неоднородными и изменчивыми доломитами среднедевонского возраста, характеризуются двумя типами пустотности: матричной и вторичной: трещинно-каверновой, образовавшейся вследствие складкообразовательных процессов различной интенсивности. Пустотность матрицы, обусловленная порами, не превышает 2%, в то время как вторичная пустотность изменяется от 0 до 6% и более, обеспечивая высокую вертикальную и горизонтальную проницаемость.
Во-вторых, процесс извлечения газа сопровождался появлением в продукции скважин воды, что вначале считалось результатом образования водяных конусов. На самом деле быстрый подъем воды был обусловлен крутыми углами падения водоносного пласта с хорошей проницаемостью при небольшой емкости пор матрицы. Быстрое продвижение воды вверх по структуре по трещиноватым системам большой протяженности привело к защемлению пузырьков газа в тупиковых частях трещин и полостях в матрице.
Зависимость свойств трещиновато-пористой среды от давления
На элемент трещиновато-пористой породы, находящийся в напряженном состоянии действуют внешние нагрузки, , и внутреннее (поровое) давление, р (рисунок 2.3) [23,62]. Соответственно деформация породы будет зависеть от величины -р называемой эффективным давлением [23].
При отсутствии внешних нагрузок, сжимаемость породы будет зависеть только от порового давления, и определяется как
где V=L3 - общий объем породы, а L - линейный размер, тогда линейное удлинение может быть определено из соотношения
Следовательно, линейный размер элемента породы будет меняться как: %-p)
Для матричного блока давление действует как изнутри порового объема, так и извне, со стороны трещины, как внешняя нагрузка. Поэтому, при изменении давления, в направлении нормальном к поверхности трещины изменения нагрузки, а, следовательно, и удлинения матричного блока не происходит, а изменение линейного размера связано только с раскрытием трещины (рисунок 2.4) [68]. (7 а-р а-р где LM – начальный размер образца (матричного блока), n – количество, а b раскрытость трещин. Соответственно, после следующих преобразований nb = LMe3 -LM=LM\e3 -1 «Z получим зависимость трещинной пустотности от давления: n n где / = - линейная густота трещин (интенсивность). Соответственно, можно оценить давление схлопывания трещин следующим образом: где р0 - начальное пластовое давление, фтр - начальная пустотность трещин. Тогда, трещинная пустотность будет зависеть от давления как: Фтр(р) = Ф1т р+-(р-Р0) При увеличении давления, трещины не только раскрываются, т.е. увеличивается их ширина, но и происходит образование новых трещин. При снижении давления раскрытость трещин уменьшается и снижается их густота, потому что часть трещин схлопывается. Тогда для приращения трещинной пустотности можно записать [23] При давлении ниже давления схлопывания/раскрытия, трещинная пустотность, проницаемость и сжимаемость матрицы определяются формулами: Фтр=0, ктр = О, СМ =С. Для описания трещинной пустотности пласта [4] предлагается использовать понятие псевдокривизны пласта. Псевдокривизна пласта - ц/ определяется как отношпение Н - толщины пласта к R - радиусу кривизны структурной поверхности z [23]: Псевдокривизна характеризует удлинение внешней (по отношению к центру искривления) поверхности пласта относительно внутренней, т.е. величину трещинной пустотности (см. рисунок 2.5). а) а - модель фрагмента пласта; б - модель фрагмента деформированного пласта Рисунок 2.5 – Связь трещинной пустотности с псевдокривизной Пустотность представляет собой отношение объема пустот трещин элемента пласта к объему всей породы этого же элемента. В первом случае объем фрагмента пласта определяется по формуле: Объем фрагмента деформированного пласта определяется как:
Тогда фтр - пустотность (поскольку радиус кривизны R всегда значительно больше толщины продуктивного пласта Я) будет определяться по формуле:
Из рисунка 2.5 следует, что в пласте толщиной Я, смятом в складку с радиусом кривизны R, должны развиваться различного рода напряжения. Поперечный разрез складки свидетельствует о том, что трещины развивались в результате изгиба пласта, в каждом интервале раскрытость трещин составит AS, которая будет зависеть от величины радиуса R. Результат, полученный для единичного сечения в плоскости xOz, может быть распространен по оси Оу.
Критерий пригодности геологической структуры для создания ПХГ
Для оценки эффективности эксплуатации ПХГ в трещиновато-пористых коллекторах целесообразно ввести определенные технико-экономические критерии. Одним из таких показателей, необходимых для оценки возможности создания ПХГ, является соотношение активного и буферного объемов газа, которое отражает экономическую целесообразность создание ПХГ в данной структуре (раздел 3).
Поскольку параметр псевдокривизны через густоту трещин напрямую связан с ФЕС трещиноватой среды (пустотностью, проницаемостью и характерным размером матричных блоков), то для всех рассматриваемых геологических структур антиклинального типа можно представить этот критерий в пространстве переменных «у/ - пор» ( пор - проницаемость поровой матрицы).
Целесообразность использования пространства переменных « ц/ - кпор» заключается в том, что оно отражает как свойства трещин (пустотность, проницаемость), так и массообмен между трещинами и поровой матрицей. Кроме того, посредством петрофизических зависимостей проницаемость матрицы связана с межзерновой пористостью, т.е. с емкостью пласта ловушки.
Для выяснения связи между псевдокривизной – и соотношением активного и буферного объемов газа было проведено гидродинамическое моделирование работы пласта-коллектора ПХГ в различных структурах, отличающихся псевдокривизной и проницаемостью поровой матрицы. Типичные результаты расчетов приведены на рисунках 2.12-2.15.
Как показано на рисунках 2.13-2.14 на первых циклах, из-за наличия трещин в период отбора происходит быстрое конусообразование. В скважину поступает много воды и происходит самозадавливание.
На рисунке 2.14 представлены изменения дебита/приемистости и водо-газового фактора (ВГФ) в процессе циклической эксплуатации. При этом в первые циклы работы ПХГ водогазовый фактор (ВГФ) сильно увеличивается, что и ведет к самозадавливанию скважины.
В пласте остается значительное количество «защемленного» газа (см. рисунок 2.15).
На последующих циклах ГВК постепенно отодвигается от скважины, поступление воды уменьшается и ПХГ выходит на стационарный (циклический) режим, когда в период отбора можно добыть весь объем газа, закачанный в период нагнетания. Именно по этой причине в трещиновато-пористых структурах отбор из ПХГ на первых циклах не целесообразен, пока не будет обеспечен соответствующий буферный объем, позволяющий избежать самозадавливания скважин.
Анализируя рисунок 2.15 видно, что причина формирования быстрого обводнения скважин является недостаточный объем буферного газа.
Таким образом, показано, что одним из важнейших параметров ПХГ в трещиновато-пористом коллекторе является минимально необходимый объем буферного газа, при котором не происходит самозадавливание скважин в период отбора.
Пусть Qmax – максимальный объем газа (в поверхностных условиях), который может быть закачан при отсутствии нарушения кровли пласта коллектора и ухода газа за замыкающую изогипсу. Пусть хсз - минимальный объем газа, который следует оставить в пласте, чтобы в конце периода отбора не произошло самозадавливание скважин. Объем хсз является минимально допустимым буферным объемом.
Параметры Qmax и хсз зависят от геолого-физических параметров пласта и ФЕС. Учитывая связь проницаемости поровой матрицы с пористостью, можно установить, что Qmax и хсз являются функциями псевдокривизны и проницаемости поровой матрицы. Выполняя численные эксперименты с использованием геолого-гидродинамической модели пласта-коллектора на гидродинамическом симуляторе для различных значений псевдокривизны и проницаемости поровой матрицы в условиях применения «базовой» технологии, можно построить такие зависимости. Введем параметр : где (Qmax-xсз) – не что иное, как максимально допустимый активный объем газа, учитывающий только природные характеристики пласта-коллектора. Поэтому представляет собой отношение максимального объема пласта-коллектора, заполняемого газом, к максимальному активному объему газа, 1.
Для оценки пригодности различных геологических структур для создания ПХГ были проведены расчеты соотношения общего и активного объема газа [31]. Результаты проведенных расчетов приведены в таблице 2.1.
Оценка возможности создания ПХГ на основе методики определения буферного объема газа
Неравенство хmax{Q0) xmin{Q0) представляет собой необходимое условие (критерий), при выполнении которого создание ПХГ, предназначенного для обеспечения активного объема газа, равного Qо, возможно в рассматриваемой геологической структуре при выбранной технологической схеме ПХГ [31].
Следует обратить внимание на то, что сформулированный критерий является именно необходимым условием пригодности данной геологической структуры для создания ПХГ при заданных технологических параметрах. Это означает, что, с одной стороны, при нарушении этого условия делается вывод о непригодности данной геологической структуры для создания ПХГ. С другой стороны, выполнение этого условия не снимает вопроса о целесообразности его создания. Ответ на последний вопрос может быть получен только после всестороннего технико-экономического обоснования.
Ограничение (3.12) может быть использовано для нахождения допустимых значений активного объема газа. С этой целью для нескольких значений активного объема газа - QoU Qo2,…, Qo,…, Qoi по приведенным выше формулам определяются xmini=xmin(Qoi) и xmaxi=xmax(Qoi), /=1,2,…/. Затем с помощью стандартных методов аппроксимации функций строятся зависимости минимально и максимально допустимого буферного объема от активного объема газа: xmin(Q0) и xmax(Q0). После этого относительно переменной Q0 решается неравенство xmin{Q0) xmax{Q0). Значения Q0, удовлетворяющие этому неравенству, представляют собой множество допустимых значений активного объема газа, учитывающих геолого-физические и технологические факторы. Из этого множества выбирается окончательное значение активного объема газа, в наибольшей степени обеспечивающее надежность поставок газа потребителям. На рисунке 3.1 представлен графический способ определения Qп - предельного значения активного объема газа, превышение которого приводит к нарушению неравенства xmin{Q ) xmax{Q ), а, следовательно, к невозможности создания ПХГ на базе рассматриваемой геологической структуры.
Буферный объем газа, х
Допустимый диапазон для значений активного объема газа
Графический способ определения Qп - предельного активного объема газа (обозначения: Q0 - активный объем газа; xmax{Q0\ XminiQo) - соответственно, максимально и минимально допустимые значения буферного объема газа)
Таким образом, разработанные модель и алгоритм оптимизации, представляющие собой основу методики определения буферного и активного объемов газа, позволяют:
1) определить оптимальный буферный объем газа при заданном активном объеме газа и, соответственно, оптимальное отношение буферного объема газа к активному объему;
2) определить предельное значение активного объема газа, при котором еще возможно с технологической точки зрения создание ПХГ на базе рассматриваемой геологической структуры; 3) сформировать необходимое условие (критерий), при выполнении которого с технологической точки зрения создание ПХГ, предназначенного для обеспечения требуемого активного объема газа, возможно на базе рассматриваемой геологической структуры.
Приведенные в данном разделе необходимое условие пригодности геологической структуры для создания ПХГ и способ оценки предельного значения активного объема газа не требует построения функции в(у/, кпор\ что рассмотрено в разделе 2, однако требует построения функций Pп(x,Tн,Q0\ w(x,Tо,Q0), vу(x,Tо,Q0\ PоUx,Tо,Q0). Окончательный выбор способа оценки возможности создания ПХГ в заданной геологической структуре из двух предложенных в настоящей работе будет зависеть от имеющейся у проектировщика исходной информации.
Формирование исходной информации для расчета рационального объема буферного газа основаны на результатах геолого-гидродинамического моделирования пластовой залежи [21]. Исходная информация для геолого-гидродинамического моделирования включает данные о геометрических размерах и амплитуде ловушки, распределении геолого-физических и фильтрационно-емкостных свойств пласта-коллектора ПХГ.
В качестве математической основы гидродинамической модели карбонатного коллектора трещиновато-пористого типа была принята модель двойной проницаемости, включающая в себя две взаимосвязанные системы: систему матричного пространства, которая в основном обеспечивает хранение флюида и обуславливает емкостные свойства резервуара; - систему трещинного пространства, которая в основном обуславливает фильтрационные свойства резервуара [21]. При этом модель двойной проницаемости позволяет учитывать перетоки флюидов, как через систему трещин, так и между соседними матричными блоками с заданными фильтрационными свойствами. В качестве структурных поверхностей кровли и подошвы пласта при создании модели залежи использовались фактические данные о строении тульского горизонта Карашурского ПХГ. В дальнейшем это позволит провести сравнительный анализ технологических показателей создания и эксплуатации ПХГ в различных геологических условиях при одинаковых геометрических размерах и амплитуде ловушки. Формирование исходной информации для оценки рационального буферного объема газа с использованием представленного выше оптимизационного алгоритма начинается с проведения предварительных расчетов с использованием представленной гидродинамической модели при различных соотношениях буферного и активного объемов газа. Для этого требуется сформировать стратегию создания и циклической эксплуатации ПХГ, что рассмотрено ниже.
Учёт всех технологических ограничений на работу скважин и другого оборудования производится на этапе оптимизации. В этой связи при выборе стратегии создания и эксплуатации ПХГ в расчетах гидродинамической модели были сняты все технологические ограничения, кроме ограничения по уходу газа за замыкающую изогипсу.
Как уже было отмечено выше, на стадии отбора газа из ПХГ допустимой является стратегия, при которой дебит скважин является неизменной величиной на протяжении всего этапа отбора газа, и, кроме этого, обеспечивается отбор газа в объемах, равных заданной величине. Продолжительность периода отбора газа принята равной 5 месяцам (с ноября по март) [31].
На стадии нагнетания газа при создании ПХГ предполагается, что закачка газа осуществляется с постоянной приёмистостью до момента начала ухода газа за замыкающую изогипсу. В этот момент закачка останавливается до следующего сезона. Максимальная продолжительность периода нагнетания газа принята равной 4 месяцам (с мая по август).
В период создания ПХГ в первые два года предусмотрена закачка газа с постепенным ростом производительности от 300 тыс.м3/сут. до 600 тыс.м3/сут. без последующего отбора.
Начиная с третьего сезона производительность в период закачки определялась, исходя из необходимого объема газа, который должен быть закачен в ПХГ, чтобы получить заданный общий объем газа ПХГ, равный сумме активного и буферного объемов. Также в третьем сезоне предусмотрен период пробного отбора газа с производительностью ПХГ на уровне 1 млн.м3/сут.
