Особенности гидродинамического моделирования Гатчинского ПХГ

ОСОБЕННОСТИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

ГАТЧИНСКОГО ПХГ

А.Ш. Гафаров

Г атчинское ПХГ расположено в 7 км на юг от Г атчины, райцентра Ленинградской области, в 45 км от Санкт-Петербурга и связано с ним шоссейной дорогой. Хранилище газа служит для покрытия сезонной неравномерности потребления газа Санкт-Петербургом и Ленинградской областью.

В тектоническом отношении Г атчинская площадь представляет собой одну из складок валообраз-ного поднятия, осложняющего южный склон Балтийского щита, протяженностью около 10 км с юго-запада на северо-восток и шириной 3-4 км. Поднятие осложнено рядом пологих локальных куполов амплитудой до 7 м. В геологическом строении площади принимают участие метаморфические породы архея и протерозоя, а также осадочный комплекс нижнего и среднего палеозоя. На кристаллическом фундаменте архейско-протерозойского возраста, представленном гнейсами и гранитами, а в верхней части - сильно разрушенном («кора выветривания»), залегает песчано-глинистый комплекс гдовского горизонта. В основании комплекса находится I гдовский пласт, служащий объектом хранения газа. Средняя глубина залегания I гдовского пласта на Гатчинской площади составляет 400 м. В гдовский комплекс входят также II и III гдовские пласты, разобщенные глинистыми прослоями. Общая мощность гдовского комплекса 90 м.

Г атчинское ПХГ - единственный в мире объект хранения газа, созданный в моноклинально залегающем водоносном пласте. Закачка и отбор газа на хранилище начаты в 1963 г. Начиная с V цикла работы хранилища (1967 г.) были обнаружены перетоки газа в направлении подъема пласта и улучшения его коллекторских свойств, также было установлено наличие газа во II гдовском горизонте. Газовая залежь приобрела сложную форму с обширной зоной перетоков в северном, северо-восточном, восточном и западном направлениях. В декабре 1976 г. была введена в эксплуатацию система гидроблокады, по которой предполагалось осуществить закачку воды в ряд нагнетательных скважин, отсекающих северную, западную и северо-восточную зоны растекания газа.

При построении гидродинамической модели Гатчинского ПХГ были учтены особенности его геологического строения и формирования. Модель хранилища построена в программном комплексе Eclipse 2005 компании S^lumberger. Настройка модели проведена по фактическим показателям работы ПХГ за 1963-2010 гг. В работе использовалась трехмерная изотермическая двухфазная (газ, вода) модель фильтрации - модель черной нефти. В качестве основы для построения гидродинамической (фильтрационной) модели использовалась ранее построенная в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» трехмерная геологическая модель Гатчинского ПХГ. Для перехода от геологической модели (состоящей из 16 968 000 ячеек) к фильтрационной был построен структурный каркас гидродинамической сетки, а затем использована процедура осреднения (Upscaling), предусмотренная в программном комплексе RMS для переноса на нее значений из геологической сетки. Итогом укрупнения стала укрупненная геологическая сетка с локальным измельчением в зоне расположения эксплуатационных скважин, состоящая из 194 400 ячеек.

Для адаптации гидродинамической модели по данным истории работы Гатчинского ПХГ сотрудниками ООО «Газпром ВНИИГАЗ» была проведена работа по сбору и анализу исторической информации об эксплуатации Гатчинского ПХГ. С максимально возможной достоверностью собрана информация о проведении гидроблокады, замерам пластового давления по эксплуатационным и контрольным скважинам, значениям ГВК по геофизическим скважинам, а также показания телеметрии. Также произведена оцифровка отчетов по циклам закачек и отбора газа начиная с 1963 года. Проведен анализ месячных геологических отчетов ПХГ и отчетов по авторскому сопровождению.

Исторические данные по величинам отборов, закачек и участвующих в них скважин распределились следующим образом: с 12.06.1963 по 01.05.2005 г.г. история задана по циклам, с 01.06.2005 по 01.04.2009 г.г. - помесячно, с 26.06.2009 по 22.04.2010 г.г. - посуточно. Значения отборов и закачек по скважинам задавались в модель как факт. Адаптация модели проводилась к замеренным пластовым давлениям с помощью программы SimOpt. Адаптируемым параметром была проницаемость по зонам, наиболее приближенным к скважинам с замеренным пластовым давлением. Адаптация производилась в пять этапов, в зависимости от радиуса удаления зоны от скважин. Радиусы удаления

составили 5000, 1000, 600, 300 и 200 м. Для каждого этапа значение проницаемости могло изменяться не более чем два раза.

Движение ГВК по скважинам отслеживалось значениями потенциальных дебитов в ячейках согласно интервалам замера коэффициента газонасыщенности (Кг) в геофизических скважинах по пласту Гдов 1 (скв. 17, 34, 60, 62, 65, 82, 87, 134, 157). Исследования по скв. 17, 34, 134 значения Кг начиная с 1997 по 2009 г.г. отмечают постоянное высокое значение Кг, что говорит о нахождении скважины в газонасыщенной зоне. Значения рассчитанных потенциальных дебитов по этим скважинам также показывают сходимость гидродинамической модели с фактическими данными. По скв. 82, 87, 157, 60, 65 в период с 1997 по 2009 гг. отмечается низкое значение Кг, что подтверждает наличие остаточного газа и его миграции через зоны расположения этих скважин. В гидродинамической модели процесс миграции газа можно наблюдать по снижению потенциальных дебитов газа. По скв. 62 в период с 1997 по 2009 гг. отмечается циклическое изменение значений Кг в зависимости от циклов отбора/закачки. В гидродинамической модели значения потенциальных дебитов также изменяются циклически в зависимости от отборов или закачек.

По полученной модели были оценены распределение газа по пластам-коллекторам, объемы активного и буферного газов, определены динамика и направления основных перетоков газа из зоны эксплуатации. Гидродинамическая модель подтвердила представления о формировании хранилища, направлениях перетоков газа и показала низкую эффективность проведенной гидроблокады. Исходя из условий среднего дебита для каждой скважины были рассчитаны три различных варианта отбора газа из Гатчинского ПХГ в сезон 2011 г.: без нейтрального периода после закачки и периодом отбора шесть месяцев - минимальный темп отбора; с нейтральным периодом в один месяц и периодом отбора четыре месяца - оптимальный темп отбора; с нейтральным периодом в один месяц и периодом отбора три месяца - максимальный темп отбора. По результатам расчета сделаны следующие выводы: при оптимальном темпе отбора газа из ПХГ объем отобранного газа сходен с объемом отобранного газа при минимальном темпе отбора; при максимальном темпе отбора газа невозможно отобрать те же объемы, что при оптимальном и минимальном темпах отбора газа при сходном уровне падения пластового давления. Полученные результаты подтверждают правильность выбранной стратегии эксплуатации ПХГ, которая полностью позволяет удовлетворить потребности газа в сезоны пиковых нагрузок.

Полученная модель позволяет производить расчеты в долгосрочном периоде, при прогнозировании работы ПХГ по циклам. Но специфика работы хранилищ состоит в неравномерности объемов закачки/отбора газа и невозможности заранее спрогнозировать потребности в газе в тот или иной период времени. Наиболее эффективным применением гидродинамической модели является ее оперативное использование для прогноза возможностей хранилища в краткосрочном периоде и определения оптимального режима его эксплуатации. Но применение осредненных прогнозных значений дебитов по скважинам для такого типа прогноза неприменимо, расчет должен показывать возможности каждой скважины в отдельности, а не возможности осредненной скважины.

Для оценки достоверности прогнозных расчетов по скважинам по полученной модели были проведены расчеты за период 2008 -2009 гг. без задания в исходные данные величин отборов и закачек по скважинам. Задавался общий суточный объем закачек или отборов газа по хранилищу в целом. Результаты расчетов сравнивались с фактическими значениями телеметрии. В таблице представлены погрешности в расчетах полученной модели отборов/закачек газа по скважинам с фактическими данными телеметрии.

Из таблицы видно, что в единичных случаях значения погрешностей прогнозных расчетов было меньше 5 %, а средние значения значительно превышают эту величину. Это говорит о невозможности проведения прогнозных расчетов отборов/закачек по скважинам на данной гидродинамической модели. Решением этой задачи была попытка выявления зависимостей величин суточных отборов/ закачек по скважинам от их фильтрационных характеристик. Но регрессивный анализ этих показателей доказал полное отсутствие зависимостей между ними.

Значения погрешностей в расчетах гидродинамической модели Гатчинского ПХГ отборов/закачек газа по скважинам

с фактическими данными телеметрии

№ скв. Отбор/закачка газа № скв Отбор/закачка газа

погр., % абс. погр., % погр. % абс. погр %

средняя мин. сут. макс. сут. средняя мин. сут. макс. сут. средняя мин. сут. макс. сут. средняя мин. сут. макс. сут.

50 1,0 -299,3 74,7 35,9 0,7 299,3 116 85,2 36,6 98,2 85,2 36,6 98,2

51 -34,3 -295,4 46,0 39,0 0,0 295,4 117 67,6 -36,8 95,9 70,5 3,3 95,9

52 -88,0 -751,1 68,2 126,0 0,4 751,1 118 47,0 -65,0 92,5 51,8 0,1 92,5

68 44,0 -349,4 94,1 86,4 1,6 349,4 120 17,0 -644,8 73,4 37,4 0,1 644,8

70 -105,5 -416,0 71,5 108,3 0,1 416,0 127 -240,3 -745,8 -12,3 240,3 12,3 745,8

83 -187,3 -1 874,4 68,3 193,5 0,7 1 874,4 128 58,9 -41,8 85,3 60,6 0,0 85,3

99 -3,1 -931,7 86,9 97,4 2,4 931,7 129 59,2 20,0 82,4 59,2 20,0 82,4

100 74,8 26,6 90,1 74,8 26,6 90,1 131 -143,8 -667,4 -3,3 143,8 3,3 667,4

101 -743,9 -4 869,2 9,7 744,1 4,8 4 869,2 133 -320,2 -3 723,3 -56,1 320,2 56,1 3 723,3

102 -30,1 -397,7 40,2 46,9 0,0 397,7 135 -14,1 -5 557,1 60,6 61,1 0,3 5 557,1

103 -76,2 -520,4 22,9 80,1 0,4 520,4 138 -208,0 -622,5 -35,0 208,0 35,0 622,5

105 -91,0 -608,7 51,8 117,1 0,3 608,7 145 -563,5 -3 634,3 31,6 567,0 0,1 3 634,3

106 -216,1 -1 118,1 -22,3 216,1 22,3 1 118,1 149 62,7 -31,2 86,4 63,1 2,7 86,4

108 -14,8 -1 865,6 49,4 36,9 0,0 1 865,6 150 -358,2 -1 171,6 39,1 363,8 1,8 1 171,6

109 -2 181,8 -9 561,1 -300,4 2 181,8 300,4 9 561,1 158 -10,1 -191,2 65,9 58,3 0,3 191,2

113 -37,5 -1 073,7 44,5 55,8 0,1 1 073,7 171 99,3 97,4 99,7 99,3 97,4 99,7

114 -114,4 -1 633,3 6,8 114,5 0,3 1 633,3 176 -15,7 -183,1 82,7 57,0 9,3 183,1

115 -0,5 -132,7 27,1 25,2 1,4 132,7 53 10,4 -1 784,7 88,6 92,7 0,0 1 784,7

Проведенные расчеты показывают, что с использованием гидродинамической модели пластов расчет прогнозных технологических режимов для каждой скважины невозможен. Существенное влияние на распределение добычи газа по скважинам имеют наземная и подземная конструкции самих скважин, газосборных сетей и газосборных пунктов. Использование взаимозависимых моделей газосборных пунктов, сетей, скважин и гидродинамической модели пласта, построенной на базе трехмерной геологической модели, позволит проводить адекватные прогнозные расчеты и оценивать достоверность геологической модели.