Содержание к диссертации
Введение
1 Разработка технологии многолетней закачки и хранения попутного газа в пластах-коллекторах временных подземныххранилищ на нефтегазоконденсатных месторождениях 10
1.1 Основные задачи технологии многолетней закачки и хранения попутного газа в пластах-коллекторах ВПХГ 10
1.2 Разработка основных критериев выбора геологических объектов для многолетней закачки и хранения попутного газа 16
1.3 Обоснование этапности сооружения впхг 21
1.4 Обоснование принципиальной технологической схемы компримирования, подготовки, транспортировки и закачки попутного газа на ВПХГ 23
1.5 Обоснование систем наблюдения за объектом хранения попутного газа и контроля его герметичности 25
1.6 Выводы 27
2 Исследование методов регулирования закачки и хранения попутного газа на моделях элементов пластов-коллекторов ВПХГ 29
2.1 Основные газогидродинамические риски хранения попутного газа в пластах-коллекторах
2.2 Технологические методы увеличения объёмов хранения попутного газа в пластах коллекторах 31
2.2.1 Повышение давления нагнетания попутного газа 31
2.2.2 Площадное регулирование 33
2.2.3 Селективное регулирование 33
2.2.4 Интенсификация газонагнетательных скважин
2.3 Исследование максимально допустимого давления нагнетания попутного газа в пласты-коллекторы 34
2.4 Исследование закачки попутного газа в прикровельную часть газовой шапки в зонах, удаленных от участков нефтедобычи 44
2.5 Исследование условий гидроразрыва пласта в газонагнетательных скважинах 53
2.6 Выводы 58
3 Апробация технологии и методов регулирования закачки и хранения попутного газа на объектах ВПХГ 60
3.1 Описание применяемых математических моделей 60
3.2 Исследование методов регулирования закачки попутного газа в объекты хранения, представленные газовыми шапками разрабатываемых залежей (на примере юрубчено-тохомского ВПХГ) 62
3.2.1 Особенности Юрубчено-Тохомского ВПХГ 62
3.2.2 Разработка системы закачки и хранения попутного газа на Юрубчено-Тохомском ВПХГ.. 3.3 Исследование методов регулирования закачки попутного газа в объекты хранения, представленные газовыми залежами при проявлении газового режима (на примере верхнечонского ВПХГ) 76
3.3.1 Особенности функционирования Верхнечонского ВПХГ 76
3.3.2 Разработка системы закачки ихранения попутного газа на Верхнечонском ВПХГ. 81
3.4 Исследование методов регулирования закачки попутного газа в объекты хранения, представленные газовыми залежами при проявлении водонапорного режима (на примере ново часельского ВПХГ) 87
3.4.1 Особенности Ново-Часельского ВПХГ. 87
3.4.2 Разработка системы закачки попутного газа на Ново-Часельском ВПХГ. 90
3.5 Выводы : 95
4 Исследование влияния технико-экономических показателей впхг на темпы ввода в разработку и уровень добычи нефти на нефтегазоконденсатных месторождениях 97
4.1 Исследование влияния технико-экономических показателей создания впхг на темпы ввода нефтегазоконденсатных месторождений в разработку 97
4.2 Исследование влияния технико-экономических показателей создания впхг на проектный уровень годовой добычи нефти на нефтегазоконденсатных месторождениях 99
4.3 Исследование рациональной динамики добычи нефти в условиях создания впхг 104
4.4 Рекомендации по рационализации темпов разработки месторождения в условиях создания ВПХГ (на примере освоения юрубчено-тохомского месторождения) 107
4.5 Выводы 111
Заключение 112
Список использованных источников
- Разработка основных критериев выбора геологических объектов для многолетней закачки и хранения попутного газа
- Технологические методы увеличения объёмов хранения попутного газа в пластах коллекторах
- Исследование методов регулирования закачки попутного газа в объекты хранения, представленные газовыми шапками разрабатываемых залежей (на примере юрубчено-тохомского ВПХГ)
- Исследование методов регулирования закачки попутного газа в объекты хранения, представленные газовыми залежами при проявлении водонапорного режима (на примере ново часельского ВПХГ)
Введение к работе
Актуальность темы
В последние годы, по официальным данным, уровень использования попутного газа в большинстве работающих на территории России нефтяных компаний не превышает 70-75%. Наибольшие сложности его использования возникают в отдалённых малоосвоенных регионах конденсато- и нефтедобычи, в которых отсутствует газотранспортная система для поставок газа внешним потребителям. Перспективным направлением решения задачи доведения уровня использования попутного газа не менее 95%, особенно на начальных этапах разработки нефтегазоконденсатных месторождений, является закачка, хранение и накопление в течение нескольких лет излишков попутного газа в пластах-коллекторах врменных подземных хранилищ (ВПХГ). Сооружение ВПХГ позволяет своевременно вводить в разработку нефтегазоконденсатные месторождения, избегая сжигания на факельных установках и сохраняя значительные объёмы попутного газа растворенного в нефти и прорывающегося из газовых шапок месторождений. Накопленные объёмы попутного газа на ВПХГ в дальнейшем могут быть использованы для поставок внешним потребителям, на собственные нужды промыслов или для газового воздействия на нефтяные пласты.
Режим многолетней закачки, сложные геологические условия ограниченного количества возможных объектов хранения, особенности состава и физико-химических свойств попутного газа обуславливают газогидродинамические риски и возникновение специфических задач при сооружении и эксплуатации ВПХГ. Существующая технология подземного хранения природного газа в пластах-коллекторах не позволяет в полной мере решать эти задачи. Это предопределяет актуальность научного обоснования и необходимость разработки технологии и методов регулирования хранения попутного газа в пластах-коллекторах ВПХГ.
Целью работы является разработка технологии и методов регулирования многолетней закачки и хранения излишков попутного газа в пластах-коллекторах врменных подземных хранилищ, сооружаемых в газовых, газоконденсатных залежах и газовых шапках нефтегазоконденсатных месторождений, водоносных горизонтах, для обеспечения безопасности и повышения эффективности их сооружения, эксплуатации и надёжности функционирования.
Основные задачи исследований
-
Разработка технологии многолетней закачки и хранения попутного газа в пластах-коллекторах ВПХГ на нефтегазоконденсатных месторождениях, расположенных в отдалённых малоосвоенных регионах нефтедобычи со сложными климатическими, орогидрографическими и геологическими условиями.
-
Исследование методов регулирования закачки и хранения попутного газа на моделях элементов пластов-коллекторов ВПХГ, обеспечивающих необходимые темпы и объёмы закачки, сохранность закачанных объёмов при многолетнем повышении давления выше начального в объекте хранения.
-
Апробация разработанной технологии и методов регулирования закачки и хранения попутного газа на реальных объектах ВПХГ с разными горно-геологическими и гидродинамическими условиями.
-
Исследование влияния технико-экономических показателей ВПХГ на темпы ввода в разработку и уровень добычи нефти на нефтегазоконденсатных месторождениях в отдалённых малоосвоенных регионах.
Научная новизна
Обоснована возможность многолетней закачки и хранения попутного газа в газовых шапках разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений без практически значимого увеличения газового фактора добываемой продукции на начальных этапах разработки за счёт выбора проектного расположения горизонтальных газонагнетательных, нефтедобывающих и водонагнетательных скважин по площади и по разрезу пласта. Разработан метод расчёта давления на газонефтяном контакте при закачке попутного газа, позволяющий выбирать проектное положение горизонтального ствола газонагнетательной скважины по высоте газовой шапки.
Результаты проведённых исследований показали, что расчётные значения максимально допустимого давления нагнетания газа в объект хранения с использованием традиционного подхода, основанного на решении задачи «оценки прочности геологических структур» Ю.П. Желтовым, получаются завышенными. Разработан метод расчёта максимально допустимого давления на основе модели E.R. Simonson применительно к геологическим объектам хранения, представленным разными парами литотипов горных пород, позволяющий получать значения, адекватные данным мирового опыта проведения гидроразрыва пласта. Установлено, что темпы и объёмы закачки газа в объекты хранения ограничиваются не максимально допустимым пластовым давлением из условий герметичности покрышки, а максимально допустимым забойным давлением, которое зависит от пластового давления.
Разработаны методы регулирования закачки и хранения попутного газа в неразрабатываемых газовых, газоконденсатных залежах и газовых шапках нефтегазоконденсатных месторождений. Предложенные методы заключаются в площадном и селективном по разрезу пласта распределении темпов и объёмов закачки, регулировании забойного давления в газонагнетательных скважинах, снижении репрессии на пласт путём интенсификации оттока от скважин. Внедрение этих методов позволяет обеспечить необходимые темпы и объёмы закачки, повысить надёжность хранения газа путём снижения газогидродинамических рисков, связанных с уходом газа за пределы ловушки, расформированием нефтяной части залежи, нарушением герметичности покрышки.
На базе исследований темпов ввода в разработку и проектного уровня добычи нефти на нефтегазоконденсатных месторождениях, расположенных в отдалённых малоосвоенных регионах, обосновано, что учёт технико-экономических показателей сооружения врменных подземных хранилищ попутного газа в комплексных проектах разработки месторождений позволяет повысить экономическую эффективность этих проектов.
Защищаемые положения
-
-
-
-
Усовершенствованный метод расчёта максимально допустимого давления нагнетания газа на забое скважин из условия герметичности геологических объектов хранения, который основан на обобщении результатов исследований механизма трещинообразования при гидравлическом разрыве пласта.
-
Методы регулирования забойного давления и репрессии в газонагнетательных скважинах, темпов и объёмов закачки попутного газа при многолетнем повышении пластового давления выше начального в неразрабатываемых газовых, газоконденсатных залежах и газовых шапках нефтегазоконденсатных месторождений.
-
Способ регулирования многолетней закачки и хранения в газовых шапках нефтегазоконденсатных месторождений попутного газа, растворённого в нефти и свободного прорывного, на основе выбора по площади и толщине пласта расположения горизонтальных газонагнетательных скважин, позволяющий сократить объёмы прорывов газа к нефтедобывающим скважинам, вызванных его закачкой.
-
Метод учёта технико-экономических показателей сооружения врменных подземных хранилищ попутного газа в качестве дополнительного фактора при обосновании темпов ввода в разработку и проектного уровня добычи нефти на нефтегазоконденсатных месторождениях в отдалённых труднодоступных регионах.
Практическая ценность
Разработана технология многолетней закачки и хранения излишков попутного газа в пластах-коллекторах, которая позволяет без сжигания этих излишков на факельных установках обеспечивать своевременный ввод и рациональную разработку нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений в малоосвоенных регионах, удалённых от основных потребителей и газотранспортных систем. Внедрение разработанной технологии позволяет довести уровень использования попутного газа до 95%, выполнять лицензионные требования по недропользованию и охране окружающей среды.
Результаты диссертационной работы использованы при составлении технологических проектов сооружения и эксплуатации врменных подземных хранилищ попутного газа на Ново-Часельском, Харампурском, Юрубчено-Тохомском, Верхнечонском месторождениях, выполненных ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Разработанные системы хранения попутного газа и методы его регулирования прошли успешную промышленную апробацию на месторождениях нефтяных компаний ОАО «НК Роснефть», ОАО «НК Лукойл», ОАО «ТНК-ВР».
Апробация работы
Основные результаты выполненных исследований докладывались и обсуждались на отраслевых и международных конференциях, научных семинарах, производственных научно-технических советах, среди которых:
- Седьмая Всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности», 2007, Москва;
- Вторая международная конференция ОАО «Газпром» «ПХГ: надёжность и эффективность (UGS-2008)», 2008, Москва;
- научно-технический совет корпоративного научно-технического Центра ОАО «Роснефть», 2008, Москва;
- Первая научно-техническая конференция молодых специалистов ООО «Газпром ПХГ», 2009, Ставрополь;
- Восьмая Всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности», 2009, Москва;
- Вторая научно-практическая молодежная конференция «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность», 2010, Москва;
- Региональный технологический форум ТНК-ВР – Сибирский форум «гринфилдов», 2011, Иркутск.
Публикации
Основные результаты диссертации опубликованы в 14 статьях, в том числе в 3-х статьях в изданиях, включенных в “Перечень… ” ВАК Минобрнауки РФ.
Структура и объём диссертации
Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка использованных источников. Содержание работы изложено на 118 страницах машинописного текста, содержит 43 рисунков, 13 таблиц. Список использованных источников включает 96 наименований.
Разработка основных критериев выбора геологических объектов для многолетней закачки и хранения попутного газа
Выбор геологических объектов для целей хранения попутного газа является важной задачей, решение которой предопределяет технико-технологические решения. Как указывалось выше, в качестве объектов для сооружения ВПХГ в работе рассматриваются водоносные горизонты, газовые и газоконденсатные залежи, газовые шапки нефтегазоконденсатных месторождений. Возможно хранение попутного газа в неразрабатываемых, частично выработанных, истощенных и разрабатываемых залежах углеводородов. Чаще всего объекты хранения располагаются непосредственно на самих-месторождениях или вблизи от них [52], поэтому область поиска перспективных объектов для закачки и хранения попутного газа обычно достаточно узкая, определяется участком недр, ограниченным одним или несколькими лицензионными участками.
Вопросу выбора объектов для создания ПХГ посвящены работы А.Я. Берето, О.Н. Грачевой, Е.В. Левыкина, А.Н. Лобановой, Н.Б. Зиновой, СИ. Трегуба и др. Геологические критерии пригодности водоносных пластов1 [19, 43], истощенных газовых и нефтяных, месторождений [9, 69] для создания ПХГ разработаны и апробированы. С использованием этих результатов в работе предложены критерии выбора геологических объектов для создания ВПХГ с учётом необходимых для этого.условий: - наличие ловушки необходимого объёма; - герметичность ловушки с учётом длительного хранения и непрерывного повышения давления; - коэффициент извлечения закачанных объёмов газа не ниже 0,7. Герметичность объекта хранения обеспечивается наличием выдержанного пласта-покрышки. От параметров покрышки зависит максимально допустимое давление нагнетания попутного газа в пласт-коллектор. Наличие скоплений углеводородов свидетельствует о герметичности геологического объекта по компонентам, содержащимся в залежи. При рассмотрении возможности использования водоносных горизонтов с целью закачки и хранения попутного газа одним из важнейших вопросов, так же как и при создании ПХГ, является определение структурной герметичности покрышки, которая устанавливается по результатам геолого-геофизических и гидродинамических исследований [62].
Для создания ПХГ особенно важны высокие коллекторские свойства пласта-коллектора, что позволяет создавать искусственную газовую залежь ПХГ в более сжатые сроки и обеспечивать высокие показатели в процессе эксплуатации. Высокие эксплуатационные характеристики наиболее важны для ПХГ, которые рассчитаны на пиковое потребление, при котором необходимые суточные дебиты скважин в сезон отбора должны составлять несколько сотен тыс. м3 газа в сутки и более. В связи с ограниченностью области поиска пластов-коллекторов ВПХГ для закачки и хранения попутного газа могут использоваться пласты-коллекторы, характеризующиеся более низкими ФЕС, меньшей выдержанностью мощностей, меньшей устойчивостью пласта-коллектора, меньшим объёмом водонапорной системы, чем на ПХГ с циклическим режимом эксплуатации.
Необходимым условием- работы ПХГ и ВПХГ является наблюдение за герметичностью хранилища в процессе его эксплуатации. В связи с этим в вышележащей части разреза необходимо наличие проницаемых пластов, имеющих надежную покрышку, которые могут быть использованы в качестве контрольных горизонтов. При установлении перетоков газа и его скоплении в вышележащих пластах газ впоследствии может быть отобран. Однако, в России существует пример создания ПХГ в истощенной газовой залежи- в условиях отсутствия контрольных горизонтов - Краснодарское ПХГ, в надпродуктивной толще разреза которого нет проницаемых горизонтов, вышележащие слои представлены мощной толщей глин различного возраста,[42]. При создании ВПХГ в пластах-коллекторах, выше которых по разрезу отсутствуют проницаемые пласты для контроля- за герметичностью, следует предусмотреть проведение расширенного комплекса исследований наземными методами контроля.
Создание ВПХГ чаще всего.осложнено большим-количеством пробуренных разведочных и эксплуатационных скважин, в основном; на нижележащие горизонты. Аналогично созданию ПХГ в истощенных газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождениях геологическая герметичность покрышки объекта хранения может быть нарушена по техническим причинам. Поэтому важно учитывать как геологические, так и технические условия пластов-коллекторов для создания ВПХГ. К техническим условиям относятся [19]: - удовлетворительное техническое состояние пробуренного фонда скважин с точки зрения герметичности колонн и заколонного пространства; - возможность использования ранее пробуренных скважин при создании и эксплуатации ВПХГ. При создании ВПХГ на вновь вводимых месторождениях следует повысить надежность конструкции нефтедобывающих и нагнетательных скважин.
Таким образом, на основе анализа геологических условий, математических моделей, экспертных оценок разработаны основные критерии выбора объектов для многолетней закачки и хранения попутного газа, приведенные в таблице 1.1.
Технологические методы увеличения объёмов хранения попутного газа в пластах коллекторах
В работах [21, 22] проведены исследования пределов изменения максимально допустимого давления и количественная его зависимость от различных факторов для геологических объектов ПХГ, представленных песчаными пластами-коллекторами и глинистыми пластами-покрышками. Боковое горное давление пласта-коллектора Р и боковое горное пласта-покрышки Р"с0 рассчитывалось по формулам [24]: PZ=TL-iPam-P . (2-2) l-v PZp=o,6 o,s-pwpHi (23) где Рт - пластовое давление на момент начала создания ПХГ, v -коэффициент Пуассона горной породы пласта-коллектора, Ргорн - горное давление.
Расчёты по формулам (2.1) - (2.3), в том числе приведенные в работах [21, 22], показывают, что максимально допустимое давление нагнетания газа в пласт лежит в пределах 0,77 ч-1,19 -Ргорн в зависимости от соотношения толщин пласта-коллектора и глинистого пласта-покрышки, увеличиваясь с ростом относительной толщины пласта глин. Величина расчётного максимально допустимого давления нагнетания является значительно выше бокового горного давления пласта-коллектора и пласта-покрышки, в некоторых случаях оказывается даже выше горного давления. Это указывает на неадекватность традиционного метода расчёта максимально допустимого давления нагнетания современным представлениям об условиях образования трещин гидроразрыва пласта и обуславливает необходимость поиска новых методов его расчёта с учётом обобщённых результатов исследований механизма трещинообразования на основе накопленного опыта проведения ГРП [14, 63, 64, 77, 78, 80, 92].
Установлено, что глубина распространения трещины в пласт неколлектора зависит от отношения эффективного давления в трещине к разности минимальных напряжений в пласте неколлектора и. коллектора [77, 78, 88]. Указанная зависимость представляется следующим выражением [75]:
При достижении давления на забое скважины равного давлению Р, рассчитанного по формуле (2.4), верхний крайтрещины дойдет до кровли пласта-покрышки.
Проведенные исследования указывают на влияние пластового (порового) давления Рт на горизонтальную составляющую горного давления, которое необходимо преодолеть для образования трещины ГРП. Поэтому в случае нагруженных горных пород и отсутствия тектонических напряжений следует применять следующие формулы для определения бокового горного давления в зависимости от коэффициента Пуассона пласта-коллектора v"01 и пласта-покрышки vnoKp [90, 93]: укол PZ = JZyZrP » «Л) + аБРю, (2.5) покр рпокр \-уткР гР" , (2.6) где аБ=1—-f-; аБ - постоянная Био или пороэластическая константа, описывающая эффективность давления флюида в противодействии приложенной.нагрузке [74]; Ст - сжимаемость скелета породы; С„ - сжимаемость породы. При использовании формулы (2.4) учитывается тот факт, что пластовые флюиды локально свободны для движения из "контрольного" объёма. При совместном использовании формул (2.4) - (2.6) с учётом упругих свойств горных пород коллектора и покрышки геологических объектов рассчитывается давление. Р, которое1 принимается за максимально допустимое давление нагнетания. Причём при оценке относительной;- толщины, пластов h p = -j2±- за толщину покрышки принимается общая её толщина за вычетом. h покр толщин проницаемых прослоев, если такие имеются. Проведённый анализ формул-показал, что при их выводе использовалась модель, представленная на рисунке-2.1, и принимался ряд допущений: - в призабойной зоне скважины имеется естественная трещина, пронизывающая пласт-коллектор и пласт-покрышку; - однородный пласт-коллектор толщиной /гкої перекрыт сверху и снизу пластами-покрышками толщиной ihmKp; -давление от стенки- скважины до контура её питания принимается постоянное и равное Рш
Анализ принятых допущений позволяет сделать вывод о дополнительном технологическом запасе максимально допустимого давления нагнетания. Во-первых, для создания трещины в пласте-коллекторе и покрышке, требуется дополнительное давление для разрыва породы, которое составляет порядка 2 -5% от давления раскрытия трещины [24]. Во-вторых, при наличии в пласте-коллекторе пропластков неколлекторов, расчётное максимально допустимое ? давление будет несколько ниже фактического давления раскрытия трещины. Это объясняется тем, что поскольку давление раскрытия трещины в пропластках неколлекторов чаще всего выше, чем в коллекторах, такие пропластки, например глинистые, будут создавать дополнительные барьеры для распространения трещины [77, 78]. В-третьих, в случае отсутствия барьера снизу пласта-коллектора (подошвы), высота трещины будет расти в направлении отсутствия барьера, и рост трещины в покрышку будет задерживаться [77, 78]. В-четвёртых, при расчёте по формуле (2.5) получаются заниженные оценки бокового горного давления пласта-коллектора, поскольку поровое давление принимается равным Рт. В действительности, при закачке газа поровое давление у стенки скважины выше, а, значит, выше и боковое горное давление. Занижение расчётного бокового горного давления пласта-коллектора создаёт дополнительный технологический запас по максимально допустимому давлению нагнетания.
Исследование методов регулирования закачки попутного газа в объекты хранения, представленные газовыми шапками разрабатываемых залежей (на примере юрубчено-тохомского ВПХГ)
Использованные для исследований математические геологические и фильтрационные модели ВПХГ разрабатывались с участием автора [15, 31; 34, 66] на основе методических указаний по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газовых месторождений [47, 48] в соответствии с предъявляемыми к ним требованиями [60]. При создании моделей использовался весь комплекс имеющейся геолого-промысловой информации.
Получаемые результаты расчёта показателей ВПХГ с использованием трёхмерных- моделей проверялись на упрощённых моделях - балансовых, профильных и двумерных сеточных. В рамках расчётов использовались эквивалентные ФЕС, начальные, и граничные условия, а также режимы закачки и отбора газа.
Добыча, нефти на Юрубчено-Тохомскомі нефтегазоконденсатном месторождении осуществляется в рамках пробнойоксплуатации: При переходе к промышленной его разработки актуальной задачей является рациональное использование невосполняемых природных ресурсов и обеспечение экологической безопасности. При. целевой добыче нефти в условиях отсутствия газотранспортной инфраструктуры в Восточносибирском регионе и ограниченных объёмов использования традиционными способами- необходимо сохранение добываемого сверх- собственных нужд попутного газа, являющегося ценным сырьем углеводородов и гелия.
Перспективным направлением решения этой проблемы на начальном этапе разработки месторождения является многолетняя закачка- и хранение излишков добываемого попутного газа. В дальнейшем, после строительства газотранспортной инфраструктуры в регионе, возможен отбор и транспортировка потребителю накопленных на ВПХГ объёмов попутного газа.
По результатам анализа геолого-промыслового материала в качестве первоочередного объекта для закачки и хранения газа, выбрана газовая шапка газоконденсатонефтяной залежи, приуроченная к карбонатному пласту-коллектору Р-іад юрубченской толщи рифея. Основной объём попутного газа добывается при разработке нефтяной части рассматриваемой залежи. Залежь можно охарактеризовать как крупную по запасам нефти, газа и конденсата. Наличие газовой шапки свидетельствует о высокой надежности флюидоупорных свойств покрышки залежи для всех компонентов свободного газа, в том числе гелия, который содержится в нём и в растворённом в нефти газе в промышленных объёмах.
Юрубченская залежь стратиграфически- и тектонически-экранированная, имеет массивную структуру и характеризуется сложным геологическим строением. С юга залежь ограничена пересечением ВНК (водонефтяного контакта) с эрозионной поверхностью рифея, являющейся кровлей для толщи коллекторов. Северо-западная граница связана с выходами на эрозионную поверхность древних глинистых отложений рифея, в центральной части северная граница залежи связана с тектоническим нарушением, по которому в северном (поднятом) блоке на эрозионную поверхность также выходят древние глинистые отложения рифея и фундамент. На востоке граница проходит по линии выхода на эрозионную поверхность отложений глинистой пачки.
Коллектор объекта хранения трещинно-кавернозного типа представлен различными, преимущественно карбонатными разностями, пород. Продуктивные отложения залежи характеризуются интенсивно развитой трещиноватостью. В единую гидродинамическую систему эти полости и» каверны увязаны развитой системой микротрещин. Большую роль играет развитие кавернозности, за счёт которой существенно повышается эффективная ёмкость доломитов. Наиболее часто горизонтальные трещины располагаются в 1 - 2 см и более, вертикальные -в 3 - 5 см. Согласно результатам многочисленных исследований керна и опыту пробной эксплуатации разведочных скважин, несмотря на преобладание вертикальных и субвертикальных трещин наблюдается преобладание горизонтальной проницаемости над вертикальной. Расчётное отношение горизонтальной проницаемости к вертикальной изменяется от 0.02 до 45, среднее значение равно 6. Анизотропия в распределении проницаемости может быть связана с наличием в продуктивном пласте локальных малопроницаемых горизонтальных пропластков, плотных глинистых доломитов, в которых отсутствует открытая трещиноватость. Среднее значение проницаемости пласта-коллектора по результатам гидродинамических исследований скважин составляет 309,6 10"15 м2 при интервале изменения от 0,19 до 3653,4 10"15 м2. Согласно лабораторным испытаниям керна проницаемость меняется от 0 до 826,6 10"15 м2, в среднем составляет 43,4 10"15 м2.
ВНК принят на абсолютной глубине -2072 м, ГНК —2023 м. Начальное пластовое давление на ГНК и температура составляют 21,1 МПа и. 27 С соответственно. Высота, залежи - 127 м, этаж газоносности - 78 м, этаж нефтеносности - 49 м. Общая толщина пласта по. пробуренным скважинам изменяется от 4,6 до 347,2 м. Эффективные газонасыщенные толщины залежи, определенные, по данным геофизических исследований скважин- (ГИС), изменяются от 0 м до 78 м: Среднее значение эффективной газонасыщенной толщины составляет 43,3 м при газонасыщенности блоковой 0,540 и межблоковой 0,890 д.ед. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 41,9 м при блоковой и межблоковой, нефтенасыщенности 0,510 и 0,890 д.ед. соответственно.
Исследование методов регулирования закачки попутного газа в объекты хранения, представленные газовыми залежами при проявлении водонапорного режима (на примере ново часельского ВПХГ)
В связи с указанными особенностями геологического строения объекта хранения, высокими темпами закачки и большими объёмами хранения попутного газа существует риск ухода газа за. замыкающую изогипсу за счёт неполного использования ловушки и расплывания газа по кровле структуры. При этом после закачки заданного объёма попутного газа хранилище будет находиться под высоким давлением на протяжении периода времени, которое будет необходимо затратить на. переоборудование промысла для начала отбора. В данный период также возможны утечки газа за? пределы ловушки. Если, в начальный период отбора газа из хранилища давление на текущем контуре ГВК будет выше-начального- гидростатического, то проблема растекания газа также останется-актуальной. После того как давление на текущем контуре уменьшится до начальной величины, вероятность утечек газа.станет равной нулю.
Для разработки-надёжной системы закачки, и. хранения попутного газа в газовых залежах и водоносных горизонтах при проявлении водонапорного режима необходимо решить следующие задачи: - проанализировать различные схемы размещения газонагнетательных скважин и выбрать наиболее рациональную, с позиции» обеспечения заданных темпов закачки таза и минимизации риска его ухода газа за пределы структуры; -определить наиболее опасные направления с точки зрения ухода газа за пределы .структурной ловушки; - проанализировать различные конструкции окончаний- проектных газонагнетательных скважин, обеспечивающие наибольшее использование порового объёма ловушки.
Для решения поставленных задач проведены многовариантные расчёты на основе комплекса моделей: геологической и фильтрационной моделях пласта-коллектора в трёхмерной постановке и модели стационарного движения газа по наземным сооружениям и скважинам.
Построение геологической модели, в силу незначительного охвата площади разведочным бурением (с точки зрения отражения присущего геологическим отложениям этого возраста масштаба неоднородности), проводилось стохастическим методом [32]. Выбор обуславливался, с одной стороны, отсутствием конкретных данных о параметрах залежи в каждой её точке, а с другой - наличием знаний о возможном характере её строения, присущим всем одновозрастным отложениям по аналогии с хорошо изученными месторождениями [35, 36]. Дополнительно для учёта возможного геологического риска неподтверждения запасов по категории С2) расчёты проводились с учётом возможного сокращения запасов этой категории на 50% за счёт уменьшения порового объёма в два раза.
Поскольку состав попутного отбензиненного газа и состав газа сеноманской залежи объекта хранения и их свойства в пластовых условиях отличаются незначительно, обоснованно использование упрощенной1 модели изотермической фильтрации, не учитывающей1 фазовые переходы, «черная нефть» (Black Oil) в двухфазной постановке (газ-вода). Моделирование водоносного, бассейна проводилось численным методом. Дебит каждой проектной скважины оценивался, исходя из её положения на структуре и ФЕС пласта-коллектора в месте её, заложения .
Ввиду орогидрографических особенностей и существующих.ограничений по возможным местам заложения устьев скважин принята схема кустового размещения газонагнетательных скважин. С использованием, описанного комплекса моделей1 проведен расчёт нескольких вариантов расположения. потребного числа эксплуатационных скважин в зависимости от конструкции окончаний проектных скважин. Рассчитывались варианты с наклонными скважинами и скважинами с горизонтальным участком 300, 500, 1000 м при различном положении горизонтального участка.по толщине. При выборе системы закачки попутного газа учитывались: - вероятность и объём утечек газа (объём газа за пределами-замыкающей изогипсы) на конец закачки попутного газа в хранилище, через 3 месяца простоя хранилища, в момент достижения максимального газонасыщенного объёма; -максимально допустимое забойное давление при нагнетании» попутного газа в пласт из условия герметичности покрышки; - возможность использования мощностей ВПХГ при разработке газовой залежи.
Схема размещения скважин выбиралась так, чтобы было возможно наиболее эффективным образом использовать поровый объём геологического объекта, к которому приурочена газовая залежь. Для этого в процессе хранения необходимо использовать часть ловушки изначально газонасыщенную и водонасыщенную от уровня начального ГВК до замыкающей изогипсы. В поровом объёме ловушки выше начального ГВК необходимо повысить пластовое давление при соблюдении ограничения на максимально допустимое забойное давление. Поровый объём водонасыщенной части ловушки необходимо использовать за счёт насыщения газом, избегая-при этом ухода газа за замыкающую изогипсу.
Согласно модельным расчётам наиболее рациональным является вариант системы закачки попутного газа с 9 газонагнетательными скважинами с горизонтальными окончаниями 500 м, размещенными в своде структуры преимущественно в категории запасов С-i. Проектные газонагнетательные скважины планируется эксплуатировать в период отбора газа из хранилища, для обеспечения заданного темпа отбора накопленного объёма, газа необходимо дополнительно пробурить 12 скважин аналогичной конструкции: Схема размещения проектных скважин с указанием.категорий запасов пласта ПКі Ново-Часельского ВПХГ представлена на рисунке 3.18:
Вероятность и объём утечек газа за пределы.ловушки оценивались, путём расчёта каждого варианта на нескольких реализациях стохастической -геологической- модели залежи. В результате многовариантных модельных расчётов определено опасное направление возможных утечек газа - северозападное. Для наблюдения за распространением газа по пласту и предотвращения- ухода газа- за- пределы ловушки рекомендовано расположить наблюдательную скважину в этом- направлении. При этом проведённые расчёты свидетельствуют о том, что внедрение.рекомендуемой схемы размещения кустов эксплуатационных скважин обеспечивает минимальную вероятность утечки газа за пределы, замыкающей изогипсы при функционировании ВПХГ. Согласно проведенным расчётам давление нагнетания на забое скважин не превышает максимально допустимого, рассчитанного с использованием вышеописанного усовершенствованного метода.
Похожие диссертации на Разработка технологии и методов регулирования хранения попутного газа в пластах-коллекторах временных подземных хранилищ
-
-
-
