CC BY
26КРИТЕРИИ ПРИГОДНОСТИ ЛОВУШЕК
ВОДОНОСНЫХ ПЛАСТОВ ПХГ
ДЛЯ СОЗДАНИЯ ДОЛГОСРОЧНЫХ РЕЗЕРВОВ ГАЗА
УДК 622.691.24
А.А. Михайловский, д.т.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, РФ),
A_Mikhailovsky@gwise.vniigaz.gazprom.ru
С.Л. Костиков, ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ), S.Kostikov@adm.gazprom.ru
От обоснованности выбора ПХГ в водоносных пластах для создания долгосрочных резервов газа в значительной степени зависит технологическая и технико-экономическая эффективность их использования.
В целях качественной оценки такого выбора для ловушек водоносных пластов ПХГ предложены геологические требования пригодности, к которым относятся простое геологическое строение пласта-коллектора, сплошность (цельность) пласта-покрышки, наличие средне- и высокоамплитудного поднятия. Кроме того, основными требованиями также являются достаточная емкость ловушки с учетом коэффициента ее использования, необходимая среднемноголетняя приемистость водоносного пласта, а также подвижность периодически оттесняемых/вторгающихся пластовых вод при циклической эксплуатации ПХГ. Для количественной оценки выбора ПХГ по указанным требованиям разработан соответствующий комплекс геологических критериев пригодности ловушек водоносных пластов. Предложенные геологические требования и критерии позволяют обоснованно выбирать и ранжировать ПХГ по степени их пригодности для создания долгосрочных резервов газа.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ПХГ, ДОЛГОСРОЧНЫЙ РЕЗЕРВ ГАЗА, ЛОВУШКИ ВОДОНОСНЫХ ПЛАСТОВ, ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ПРИГОДНОСТИ.
Mikhaylovsky A.M., Doctor of Engineering, Gazprom VNIIGAZ, LLC (Moscow, RF), A_Mikhailovsky@gwise.vniigaz.gazprom.ru Kostikov S.L., Gazprom, PJSC (Saint Petersburg, RF), S.Kostikov@adm.gazprom.ru
Eligibility criteria of water-bearing stratum traps of UGSF to create long-term gas reserves
The reasonability of UGSF selection in water-bearing strata to create long term gas reserves significantly impacts the technological and technical and engineering efficiency of their use. To carry out the qualitative assessment of such selection for water-bearing stratum traps of UGSF, the following geological eligibility requirements are proposed: reservoir bed simple geological structure, reservoir rock uniformity (integrity), presence of middle- and higher-amplitude upheavals. Furthermore, the principal requirements also include: sufficienct capacity of a trap with due regard for its operating factor, required long-term average annual injection capacity of a water-bearing stratum, as well as mobility of periodically pushed aside/incoming stratum water in the course of cyclic operation of UGSF. To carry out the qualitative assessment of UGSF selection as per the above-mentioned requirements, a set of relevant geological criteria with regard to the eligibility of water-bearing stratum traps was elaborated. The proposed geological requirements and criteria allow us to reasonably select and range UGSF with regard to their eligibility degrees to create long term gas reserves.
KEY WORDS: UGSF LONG TERM GAS RESERVE, WATER STRATUM TRAP, GEOLOGICAL ELIGIBILITY CRITERIA.
В известных исследованиях по вопросам пригодности ловушек водоносных пластов рассматриваются требования для создания оперативных резервов газа (ОРГ) на ПХГ [1].
При обосновании выбора ПХГ для создания долгосрочных резервов газа (ДРГ) к водоносным пластам как геологическим объектам хранения предъявляется ряд требований.Эти требования позволяют качественно оценить технологическую возможность хранения ДРГ. В целях количественной оценки пригодности ловушек водоносных пластов для создания ДРГ разработан соответствующий комплекс наиболее важных геологических критериев. Использование таких критериев дает возможность выбранные ПХГ ранжировать по степени их пригодности для создания ДРГ
К основным требованиям пригодности ловушек водоносных пластов ПХГ для создания ДРГ можно отнести простое геологическое строение пласта-коллектора, сплошность покрышки в пределах прогнозируемой газонасыщенной зоны пласта, наличие гидродинамически средне-или высокоамплитудного структурного поднятия, достаточную емкость ловушки с учетом коэффициента ее ис-
пользования для хранения ДРГ вместе с ОРГ и закачиваемым объемом буферного газа. Кроме того, такими требованиями можно считать необходимую среднемноголетнюю приемистость водоносного пласта для приемлемых сроков вытеснения пластовых вод и заполнения ловушки газом, а также подвижность периодически оттесняемых/вторгающихся пластовых вод при циклической эксплуатации ПХГ
Требование к простому геологическому строению пласта-коллектора заключается в слабой тектонической осложненности и выдержанности толщин и филь-трационно-емкостных свойств (ФЕС) по площади и разрезу, по крайней мере в пределах прогнозируемой газонасыщенной зоны.
В целях оценки пригодности ловушек водоносных пластов по степени их осложненности тектоническими нарушениями можно условно выделить два типа: без тектонических нарушений в предполагаемой области заполнения газом и при возможных тектонических нарушениях, но с амплитудой не более половины толщины пласта [2].
Вязкость газа в пластовых условиях - до двух порядков ниже вязкости пластовой воды. Это об-
условливает значительное влияние неоднородности пласта по ФЕС на конфигурацию ГВК и распределение газонасыщенности при формировании искусственной газовой залежи.
В сравнительно однородных терригенных пластах риски избирательных латеральных уходов газа за пределы ловушки в виде языков и прорывов по наиболее проницаемым участкам и пропласткам от зоны закачки оцениваются как минимальные [3]. Одна из основных причин ограниченного использования водоносных карбонатных трещиновато-пористых пластов заключается в их обычно значительной неоднородности по ФЕС.
Для количественной оценки неоднородности пласта-коллектора можно использовать следующий безразмерный критерий -коэффициент неоднородности по проницаемости
к.=1 ,(1)
ср V
где к1, к2, ...кп- средняя проницаемость разных зон пласта с геометрическими объемами Ц1, V,, ... У; кср - средневзвешенное по рассматриваемому объему пласта-коллектора V значение проницаемости.
Средневзвешенное по объему пласта-коллектора значение
проницаемости определяется по формуле
к = ША . (2)
ср V
При постоянной толщине пласта в (1) и (2) вместо объемов V, можно использовать площади, в пределах которых проницаемость принимается одинаковой.
Аналогичные выражения можно получить и для гидропро-водности пласта, заменив значения к. произведениями к,Ь,.
С использованием коэффициента Кно можно условно выделить следующие типы водоносных пластов по степени их неоднородности: пласты однородные при Кно < 1; пласты средней однородности при 1 < Кно < 3 и пласты значительно неоднородные при Кно > 3.
В качестве критерия пригодности ловушек водоносных пластов для создания ДРГ принимается условие, что пласты -однородные и средней однородности с соответствующими коэффициентами неоднородности по гидропроводности (проницаемости).
Важным требованием пригодности ловушки водоносного пласта для создания ДРГ явля-
ется сплошность покрышки в пределах прогнозируемой газонасыщенной зоны. Сплошность покрышки значительно снижает риски потери герметичности объекта хранения газа при повышении пластового давления выше гидростатического [4]. Это требование может быть обеспечено при условии выдержанности толщин покрышки и отсутствии тектонических нарушений и литологических замещений более половины толщины непроницаемых пород коллекторами.
В [2, 3] показано, что при повышении амплитуды поднятия усиливается влияние гравитационных сил, которые препятствуют растеканию газа по прикровель-ной части пласта и способствуют достижению более высоких значений газонасыщенности и газонасыщенных толщин. Гравитационные силы ограничивают расширение искусственной газовой залежи по площади и, таким образом, приводят к более компактному ее формированию в сводовой части поднятия, что, в свою очередь, повышает эффективность создания и использования ДРГ
В общем гидродинамическом аспекте амплитудность
ловушки определяется как геолого-геометрическими, так и технологическими факторами. В работе [2] предложен техно-лого-гидродинамический критерий амплитудности ловушки -коэффициент амплитудности, который представляет собой отношение гидростатического напора, соответствующего амплитуде ловушки, к максимальной при закачке газа репрессионной воронке давления в пласте
Ь = -
РвЗН р —р0
тах 0
Н,
Н Ь*
(3)
г— 1 г — 1 '
где Ь - безразмерный коэффициент амплитудности ловушки; Р - максимальное при закач-
тах г
ке газа в пласт допустимое пластовое давление в залежи; Р0 -начальное гидростатическое давление в верхней точке ловушки; Н - амплитуда поднятия; Н0 -глубина залегания пласта-коллектора в верхней точке ловушки; рв - плотность пластовой воды; д- ускорение свободного падения; Ь* = Н/Но - относительная амплитуда; г - коэффициент репрессии в пласте.
Из (3) следует, что коэффициент амплитудности прямо пропорционален плотности пластовой воды и амплитуде
■ Основные газопроводы --- Строящиеся и перспективные газопроводы
ф Действующие объекты ПГХ ♦ Действующие объекты ПГХ + Строящиеся □ Разведываемые площади
с активной емкостью с активной емкостью и проектируемые под объекты ПГХ
менее 5 млрд м3 более 5 млрд м3 объекты ПГХ
1 Калининградское 1 Касимовское 1 Новомосковское 1 Архангельская
2 Гатчинское 2 Северо-Ставропольское Беднодемьяновское 2 Тигинская
3 Невское 3 Совхозное 3 Удмуртский 3 Колмаковская
4 Щелковское резервирующий комплекс 4 Ангарская
5 Калужское 4 Арбузовское 5 Благовещенская
6 Увязовское 5 Шатровское 6 Белогорская
7 Пунгинское 5 Волгоградское 7 Скалинская
8 Карашурское 8 Тас-Юряхская (гелий)
9 Песчано-Уметское 9 Чаяндинская (гелий)
10 Елшано-Курдюмское
11 Дмитриевское
12 Степновское
13 Аманакское
14 Михайловское
15 Кирюшкинское
16 Канчуринское
17 Мусинское
18 Кущевское
19 Краснодарское
поднятия и обратно пропорционален репрессионной воронке пластового давления. Поэтому поднятия даже с малой амплитудой могут оказаться пригодными для создания ДРГ в случае высокой плотности пластовой воды, например рассолов, или пониженного коэффициента репрессии в пласте, например в высокопроницаемых пластах-коллекторах.
Структурные ловушки по коэффициенту амплитудности можно разбитьна три типа: малоамплитудные Л <0,15; среднеамплитуд-ные 0,15^ Л< 0,3 и высокоамплитудные Л > 0,3.
Чем больше коэффициент амплитудности, тем выше доля гравитационной составляющей по сравнению с фильтрационной составляющей в репрессионной воронке пластового давления
и меньше риски ухода газа за пределы поднятия. При коэффициенте амплитудности ловушки Л > 1 уход газа за замок ловушки вообще невозможен.
Одно из основных требований пригодности ловушки водоносного пласта ПХГ для создания ДРГ заключается в использовании гидродинамически средне- и высокоамплитудных структурных ловушек с соответствующими
коэффициентами амплитудно-сти поднятия. Такому требованию отвечают, в частности, структурные ловушки на Касимовском и Беднодемьяновском ПХГ, как среднеамплитудные с коэффициентами амплитудности около 0,17 [5].
В практическом аспекте пригодности ловушек водоносных пластов ПХГ для создания ДРГ важен не столько абсолютный поровый объем ловушки, сколько соотношение всего необходимого закачиваемого объема газа в пласте, включающего ДРГ, ОРГ, буферный газ, и порового объема ловушки с учетом коэффициента ее использования [2].
В качестве критерия оценки величины размера ловушки можно использовать коэффициент относительного объема ловушки К0. Под этим коэффициентом понимается отношение порового объема пласта над горизонтальной плоскостью, проходящей через замок ловушки, О пор.лов к наибольшему поровому объему в ловушке, который займет весь закачанный газ, находясь в статическом состоянии, О
' ппп Р/73
О
Ко = . (4)
пор.газ
Структурные ловушки по коэффициенту относительного объема можно разделить на три типа: малого размера К0 < 1; среднего размера 1 < К0 < 2 и большого размера К0 > 2.
Для создания ДРГ используются ловушки среднего и большого размера. Этому требованию соответствуют, в частности, ловушки водоносных пластов Касимовского и Беднодемьяновского ПХГ.
Степень подвижности пластовых вод обусловливает темпы их многолетнего оттеснения и заполнения ловушки газом, режим создания и эксплуатации искусственной газовой залежи ПХГ. Для обеспечения экономически приемлемых (в пределах 5-7 лет) сроков создания ДРГ ги-дропроводность водоносного пласта должна быть не менее 4000-4500*10-11 м3/Па^с при эффективной толщине пласта не менее 4-5 м.
По коэффициенту проницаемости пригодные для создания ДРГ пласты ПХГ можно условно разделить на две группы: средне-
проницаемые 1 < к < 1 и высокопроницаемые к > 1 (к в 10-12 м2).
При циклической эксплуатации ПХГ подвижность периодически оттесняемых/вторгающихся пластовых вод можно оценить параметром их циклической подвижности А. Этот параметр характеризует отношение активного объема газа в условиях проявления водонапорного режима при циклической эксплуатации газовой залежи ПХГ к активному объему газа в условиях газового режима.
По параметру циклической подвижности пластовых вод водоносные пласты можно разбить на три типа: с небольшой подвижностью 1 < А < 1,1; со средней подвижностью 1,1 < А < 1,2 и с высокой подвижностью пластовых вод А > 1,2.
Предпочтительными для создания ДРГ можно считать пласты ПХГ со средней и высокой циклической подвижностью пластовых вод. В этом случае удается поддерживать повышенное по сравнению с газовым режимом пластовое давление после отбора ОРГ. Для обеспечения режима
отбора ДРГ, который может заключаться в необходимости отбора всего объема за два сезона без проведения дозакачки в этот период, сохраняются более высокие дебиты скважин или повышенные устьевые давления при одинаковых дебитах. Поэтому можно экономить на потребном количестве эксплуатационных скважин или мощности КС.
Однако при высокой подвижности пластовых вод в неоднородных пластах необходимо учитывать риски ухода газа за
пределы ловушки при закачке ДРГ или преждевременного избирательного обводнения эксплуатационных скважин при его отборе. Кроме того, неклассические режимы эксплуатации ПХГ, которые могут обусловливаться отбором и закачкой ДРГ, не должны оказывать критического влияния на многолетнюю установившуюся циклическую эксплуатацию искусственной газовой залежи [3, 5]. Поэтому оценку пластов для создания ДРГ по критерию циклической подвижности пластовых
вод необходимо проводить с учетом критерия неоднородности пласта-коллектора по проницаемости.
Предложенные геологические требования и критерии позволяют с использованием комплекса геолого-технических параметров обоснованно выбирать и ранжировать ловушки водоносных пластов ПХГ по степени пригодности для создания долгосрочных резервов газа с учетом специфики их создания и использования. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Резник Б.А. Об этапах и стадиях геологоразведочных работ для создания подземных газохранилищ в водоносных пластах // РАО ГАЗПРОМ. Доклады на Международной конференции по подземному хранению газа. - Москва, Россия, 11-15 сентября 1995 г.
2. Левыкин Е.В. Технологическое проектирование хранения газа в водоносных пластах. - М.: Недра, 1973. - 208 с.
3. Михайловский А.А., Скуфинский В.А. Регулирование латеральных перетоков газа в малоамплитудных ловушках водоносных пластов ПХГ // Газовая промышленность. - 2015. - №12. - С. 64-66.
4. Исаева Н.А., Михайловский А.А. Исследование максимально допустимого давления нагнетания газа в пласты-коллекторы // Газовая промышленность. - 2011. - № 4. - С. 55-57.
5. Хан С.А., Костиков С.Л., Семенов О.Г., Акчурин И.Д. Разработка и внедрение эффективных технологий при создании и эксплуатации Касимовского ПХГ // Газовая промышленность. - 2015. - № 2. - С. 83-86.
REFERENCES
1. Reznik B.A. On Stages and Phases of Geological Prospecting Works to Create UGSF in Water-Bearing Strata // GAZPROM, PJSC. Reports at the International Underground Gas Storage Conference. - Moscow, Russia, September 11, 1995 - September 15, 1995.
2. Levykin E.V. Process Design of Gas Storage in Water-Bearing Strata. - M.: Nedra, 1973. - 208 p.
3. Mikhaylovsky A.A., Skufinsky V.A. Regulating Lateral Gas Flows in Low-Amplitude Water Bearing Stratum Traps of UGSF // Gas Industry. - 2015. -No. 12. - P. 64-66.
4. Isaeva N.A., Mikhaylovsky A.A. Studying the Maximum Permissible Gas Discharge Pressure into Reservoir Beds // Gas Industry. - 2011. - No. 4. - P. 55-57.
5. Khan S.A., Kostikov S.L., Semenov O.G., Akchurin I.D. Development and Implementation of Efficient Technologies in the Course of Creating and Operating the Kasimovsky UGSF // Gas Industry. - 2015. - No. 2. - P. 83-86.
