Геоэкологические особенности эксплуатации подземных хранилищ природного газа

УДК 553.98

О.П. Пономарев

ГЕОЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Рассмотрены особенности литолого-фациального состава подземных хранилищ природного газа, созданных в карбонатных и песчаных коллекторах, солевых кавернах. Проанализированы физические процессы в пластах, сопутствующие режимам закачки и отбора газа. Показано, что геоэкологические условия определяют особенности эксплуатации подземных хранилищ, а несоблюдение технологических ограничений может привести к серьезным авариям.

In this work particularities in the structure of natural gas underground storages, which were created in different layers are considered.

Also physical processes in the storages while injecting and extracting the gas are analyzed. The results of research show that geoecological conditions of storages creation pre-determine their exploitation particularities. Non-observance of the technological restrictions can cause serious damage.

Во многих регионах России создаются подземные хранилища газа с целью регулирования сезонной неравномерности его потребления и создания стратегических запасов. Подземные хранилища газа (ПХГ), как правило, создаются на базе нефтяных и газоконденсатных месторождений. Их создание требует строжайшего соблюдения экологической безопасности на всех этапах строительства и эксплуатации. Эта проблема актуальна и для Калининградской области, в которой имеются десятки отработанных нефтяных месторождений и мощные соленосные толщи, пригодные для создания ПХГ.

Крупнейшие хранилища природного газа на юге России — СевероСтавропольское (расположено на территории Изобильненского района Ставропольского края) и Кущевское (200 км от Краснодара). Данные ПХГ представляют собой элемент Единой газотранспортной системы ОАО «Газпром». Северо-Ставропольское ПХГ создано на базе крупного истощенного газового месторождения. Продуктивные пласты-коллекторы залегают на глубинах от 650 до ll00 м, имеют хорошие коллекторские свойства, представлены терригенными отложениями — слабосце-ментированными песчаниками, алевролитами, алевритами, глинистыми породами и прослоями глин. Нижний объект хранения газа создан на глубинах от 900 до1100 м в условиях, близких к созданию ПХГ в водоносных пластах с активным упруго-водонапорным режимом, имеет сравнительно небольшой объем хранения. Фонд эксплуатационнонагнетательных скважин составляет l80 единиц [l].

Вестник РГУ им. И. Канта. 2006. Вып. 1. Естественные науки. С. 69 — 77.

70

Вмещающий пласт-коллектор в Хадумском горизонте — основной объект эксплуатации Северо-Ставропольского ПХГ и залегает на глубинах от 650 до 750 м. Данный объект характеризуется большим газонасыщенным объемом, аномально низкими пластовыми давлениями, газовым режимом работы. В Хадумском горизонте пробурено более 630 эксплуатационно-нагнетательных скважин. Низкие пластовые давления позволяют закачивать газ в Хадумский горизонт ПХГ непосредственно из магистрального газопровода. Отбор газа из хранилища проводится с помощью дожимной компрессорной станции.

Кущевское ПХГ (рис. 1) сооружается на базе одноименного истощенного газоконденсатного месторождения. Продуктивная толща приурочена к нижнемеловым отложениям (альбский горизонт) и представлена двумя эксплуатационными объектами: верхний I (пласты 1+1а), который характеризуется газовым режимом работы; нижний II (пласты ІІ+ІІІ+КВ) с водонапорным режимом, который полностью об-воднился к началу создания ПХГ.

Разработка Кущевского ГКМ была прекращена в марте 1991 г. в связи с созданием подземного хранилища газа в І эксплуатационном объекте (пласты І+Іа). Первая закачка газа начата в мае 1991 г. При создании ПХГ верхний эксплуатационный объект был представлен частым чередованием небольших по мощности песчано-глинистых пропластков с подчиненными прослоями глин со средней глубиной залегания 1330 м (см. табл.). При этом, если в 1962 г. по этому объекту начальные запасы газа составляли 14,123 млрд. м3, а конденсата 926,5 тыс. т, при пластовом давлении 14,78 МПа и температуре 47,5°С, то к 1991 г. они уменьшились, соответственно, до 1,438 млрд. м3 и 649,3 тыс. т (в том числе извлекаемые запасы конденсата — до 260 тыс. т) при пластовом давлении 1,84 МПа.

-1200 м -1240 м

-1280 м -1320 м -1360 м -1400 м -1440 м

Номер скважины

Рис. 1. Продольный геологический профиль Кущевского ПХГ [2]

Таблица

Основные геолого-промысловые данные по Кущевскому ПХГ

Показатель I эксплуатационный объект II эксплуатационный объект

!а пласт I пласт II пласт III пласт КВ

Размер залежи, км 7,5 х 5,0 6,8 х 5,0 6,1 х 4,0 4,6 х 2,9 3,0 х 2,25

Средняя глубина залегания, м 1318 1330 1340 1355 1388

Положение ГВК, м -1391 -1391 -1391 -1391 -1391

Высота залежи, м 216 192 172 143 75

Пористость, % 27,8 26,9 24,2 25,3 26,4

Средняя проницаемость, мД 34,6 19,0 60,0 77,2 35,4

Средневзвешанная газонасыщенная толщина, м 7,33 11,19 14,82 14,52 15,77

Общая толщина, м 2,8—22,6 6,6—24,4 13,2—40,2 21,2—85,2 5,6—20,8

Пластовая температура, °С 47,5 47,5 47,5 47,5 47,5

71

Пласт-коллектор хранилища литологически неоднороден как по площади, так и по разрезу, что обусловливает необходимость выбора специальных методов управления режимами отбора и закачки газа. Коллектор имеет форму выраженного купола, структурно изолирован от подошвенных вод слабопроницаемыми глинами.

Режимы эксплуатации I (пласты 1а+1) и II (пласты П+Ш+КВ) эксплуатационных объектов, соответственно газовый и водонапорный, более низкие коллекторские свойства имеют пласты I объекта. Фактическое средневзвешенное давление на начало режима отбора 2003 — 2004 гг. составило 13,57 МПа.

В начальный период создания газохранилища использовались только скважины старого фонда, которые были практически равномерно размещены по площади, закачка газа велась из газопровода с давлением 3,5—5,5 МПа. Затем начался постепенный ввод новых эксплуатационных скважин, пуск линейной компрессорной станции (КС) с давлением нагнетания 7,5 МПа. С 2000 г. закачка газа проводится с использованием КС ПХГ с давлением нагнетания 12,5 МПа. По состоянию на август 2004 г. в эксплуатации находится 153 скважины, из которых 72 — вертикальные и 81 — горизонтальные.

Остаточные запасы газа, по данным разработки месторождения в I эксплуатационном объекте, используемом для создания хранилища, составляют 1438 млн м3.

Горизонтальное бурение на этом ПХГ позволило сократить число эксплуатационных скважин на 40%. Первые горизонтальные скважины бурились одиночными, в дальнейшем была принята кустовая схема размещения скважин. Кустовое расположение на ПХГ предполагает наличие в кусте одной вертикальной и шести горизонтальных скважин. Проектная длина горизонтального участка ствола составляет 200— 250 м, расчетный дебит в 2,25 раза больше дебита вертикальной скважины. Для снижения влияния интерференции скважин в кусте начало

72

горизонтального участка ствола (точка входа ствола скважины в продуктивный пласт) запроектировано на расстоянии 100 — 150 м от устья [2]. Общее удаление забоя от устья составляет 300 — 350 м. Расстояние между устьями скважин в кусте минимально (10 — 15 м), насколько позволяют технические возможности.

По геопромысловым данным, в режиме отбора газа с октября по март 2003 — 2004 гг. пластовое давление в хранилище упало с 13,44 до 8,71 МПа. В начальном периоде отбора было задействовано 18 скважин со средним дебитом 524,43 тыс. м3/ сут, а в марте — 125 скважин со средним дебитом 158,28 тыс. м3/сут. В период закачки газа с апреля по июль 2004 г. в начальный период было задействовано 76 скважин со средним дебитом 258,17 тыс. м3/сут, пластовое давление составляло 9,7 МПа. В конце периода закачки было задействовано 132 скважины со средним дебитом 138,48 тыс. м3/ сут, которые создали пластовое давление 13,4 МПа.

Литолого-фациальная структура вмещающего пласта-коллектора определяет очередность включения эксплуатационных скважин в режимах работы хранилища на отбор и закачку газа. При закачке газа очередность включения и расход газа по скважинам должны обеспечивать равномерное оттеснение подошвенных и контурных вод, перевод канально-дренажной системы (КДС) и блоковой системы (БС) вмещающего пласта-коллектора из равновесного состояния в состояние транзита газа по трещинным и поровым каналам [3].

В последние годы ввод новых скважин на Кущевском подземном хранилище замедлился, зона расположения скважин практически не расширяется, газ постепенно перетекает на периферию структуры, где эксплуатационных скважин нет, и образует там зону пассивных запасов. Проведенные в 2004 г. под руководством профессора С.Н. Бузинова исследования показали, что на юге и западе Кущевской структуры может находиться до 40% пассивных запасов газа. Прослеживается тенденция роста пластового давления в периферийной зоне, что свидетельствует о перетоках газа из зоны закачки и отбора в зоны пониженного давления. В периферийную зону включены низкопроницаемые коллекторы, расположенные в зоне размещения эксплуатационных скважин, которые постепенно насыщаются газом, но при заданных режимах эксплуатации хранилища очень слабо реагируют на закачку и отбор газа.

В резко неоднородных терригенных и карбонатных коллекторах пассивные запасы газа могут накапливаться не только в отдаленных зонах с пониженным давлением, но и в плохо проницаемых частях пласта, расположенных в зоне размещения скважин. В этом случае при повышении давления в период закачки часть пор или трещин раскрывается и вмещает некоторый объем газа, при снижении пластового давления поры закрываются и некоторая часть газа находится в них в пассивном состоянии до следующего периода закачки.

Пунгинское ПХГ (рис. 2) создано на базе истощенного ГКМ, расположено в северо-западной части Западно-Сибирской низменности в Тюменской области. В структурном отношении ПХГ приурочено к брахиантиклинальной складке сложной конфигурации северо-восточного простирания размером 11x9 км [4]. Хранилище сформировано в

осадочных отложениях юрского, мелового, палеогенового возраста, залегающих на глубине от 1600 до 2000 м. Продуктивный пласт имеет двухкупольную структуру. В верхней части он представлен известняками, в нижней — преимущественно песчаником и гравелитом. Имеются глинистые пропластки толщиной от 4 до 10 м. Пористость коллекторов изменяется в пределах 10 — 33%, проницаемость 0,02 — 0,60 мкм2. Тип залежи массивный, высота ловушки более 200 м. В 2004 г. в хранилище закачано 2313,4 млн. м3, отобрано 1945,3 млн. м3.

СКВ. 525 СКВ. 502 СКВ. 2АА Б скв. 503 скв. 526

73

Рис. 2. Геологический профиль Пунгинского ПХГ

Вмещающий пласт-коллектор вскрыт 38 вертикальными скважинами, из которых 29 — эксплуатационные. Продуктивный объект имеет хорошие фильтрационно-емкостные свойства, что обусловливает высокую продуктивность скважин при отборе и приемистость при закачке. Средний дебит эксплуатационных скважин от 185 до 450 тыс. м3/ сут. Продуктивность скважин напрямую зависит от коллекторских свойств интервалов притока газа.

Максимальное пластовое давление, усредненное по пласту, составляет 6,0—7,0 МПа. Среднее время восстановления давления до статического после перекрытия скважины на устье не превышает десятков минут; это свидетельствует о том, что за период интенсивной эксплуатации продуктивного объекта, в том числе в качестве хранилища, в КДС и БС вмещающего пласта сформировались каналы фильтрации газа и пластового флюида.

В 1999 г. хранилище работало в газовом режиме с малым притоком воды в содержании газа, уровень ГВК практически для всех скважин находился ниже забоев. В настоящее время вмещающий пласт-коллектор значительно обводнился, уровень ГВК для ряда скважин выше их забоев, интервал перфорации перекрыл: водой и песчаными пробками. Данные факторы определяют технологические схемы закачки и отбора газа на ПХГ. При отборе газ проходит две ступени сепарирования с регулированием расхода по газосборному коллектору на уровне входа второго сепаратора.

При разработке Вуктыльского ГКМ в бассейне р. Печоры (Республика Коми) и его частичном переводе в режим хранилища-регулятора

74

были обнаружены неподдающиеся очистке промстоки в объеме 600 м3/ сут на головных сооружениях за контуром месторождения, куда поступает продукция, извлекаемая со всех установок комплексной подготовки газа. Эти промстоки обезвреживаются путем подземного захоронения в глубоких поглощающих горизонтах, для чего имеются благоприятные геолого-гидрогеологические условия.

Результаты разведочных работ показали непригодность верхнепермских отложений (Р2) для захоронения промстоков. Это потребовало поиска поглощающих горизонтов в более древних подкунгурских отложениях. Из-за большой глубины залегания (более 4000 м) к бесперспективным были отнесены отложения силура, девона и турнейского яруса [5]. Выявление поглощающих горизонтов сосредоточилось на карбонатных отложениях от визейского до артинского яруса (P2ar). Для гидрогеологического опробования была выбрана скв. 221, пробуренная в зоне контура месторождения.

На турнейских известняках залегает терригенная толща бобриков-ского (СЬЬ) (интервал 4100 — 4326 м) и тульского (интервал 4029 — 4100 м) горизонтов. Выше находятся известняки с прослоями доломитов окского (Clok) надгоризонта (интервал 3867—4029 м) и серпуховского яруса (С^) (интервал 3697—3867 м). Средний и верхний карбон представлены известняками и доломитами. Карбонатная толща ассельского, сакмарского и нижней части артинского ярусов (интервал 3230 — 3465 м) содержит доломитизированные известняки.

Толща карбонатных пород от верхневизейского подъяруса до нижней части артинского яруса под ГВК и в законтурной зоне насыщена водой хло-ридно-натриевого состава. Поэтому в эту зону можно сбрасывать промстоки, являющиеся в значительной части этой же пластовой водой, добываемой вместе с углеводородами. Водонасыщенные карбонатные породы в различной степени трещиноваты и во многих интервалах закарстованы. Зоны палеокарста на месторождении развиты в породах московского и серпуховского ярусов, верхневизейского подъяруса, локальные зоны каверноз-ности — в башкирских образованиях. Закарстованные интервалы имеют открытую пористость 20—27%, проницаемость до (0,68 - 1,7) • 10-12 м2.

Водоносный комплекс верхневизейско-артинских отложений надежно запечатан регионально выдержанной экранирующей толщей нижне-и верхнепермских отложений. Мощность экранирующей толщи в скв. 221 составляет 273 м. Отложения верхней перми на глубинах более 1000 м слабо проницаемы и обладают экранирующими свойствами.

Для закачки промстоков в скв. 221 перфорированы интервалы 3727— 3764 и 3787—3844 м против коллекторов серпуховских отложений. Верхняя граница перфорации находятся на 290 м ниже ГВК, т. е. имеется достаточно мощный буфер, препятствующий непосредственному внедрению закачиваемых промстоков в газоконденсатную залежь по вертикали.

Таким образом, литологическая неоднородность карбонатных пород Вуктыльского ГКМ по вертикали позволяет осуществить на хранилище дополнительный режим работы — закачку промышленных стоков в глубокозалегающие пласты. Перспективна закачка азота или сухого «тюменского» газа в продуктивные пласты-коллекторы для интенсификации притока к скважинам пластового конденсата [6].

Для безопасной эксплуатации подземных хранилищ газа необходимо соблюдать ряд технологических ограничений, определяемых прежде всего литолого-фациальными особенностями вмещающего пласта-коллектора. К основным ограничениям в процессе закачки газа относятся: объем газа, интенсивность его закачки в скважины, производительность наземного оборудования. Все эти ограничения определяются геоэкологическими особенностями пласта-коллектора: протяженностью по разрезу, мощностью, мак-ро- и микроструктурой, начальным распределением пластового давления и температуры, наличием пропластков и зон разуплотнения, составом газа, формой ГВК. Кроме того, ограничения определяются геометрией сетки эксплуатационных скважин, их типом (горизонтальные, наклонные, вертикальные, многозабойные), технологическими и эксплуатационными характеристиками, кустовым размещением, степенью вскрытия пласта в локальных зонах, типом фильтров и пр. В начале режима закачки важно корректно задать номера очередности пуска скважин для исключения спонтанного нарушения геофлюидодинамического состояния пласта-коллектора: разрушения скелета горных пород, обводнения пласта и скважин.

Закачка газа в пласт-коллектор предшествует режиму отбора и продолжается 4—5 месяцев. Переход ПХГ из режима отбора в режим закачки, как правило, составляет от 15 дней до 1 месяца. За это время медленно меняющиеся процессы и фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пласта-коллектора приходят в стационарное состояние. Пласт «готовится» к возмущениям своего состояния, вносимым локальными неоднородностями в виде эксплуатационных скважин. К возмущаемым характеристикам пласта относятся его фильтрационные показатели: коэффициенты проницаемости, пористости, пьезо- и гидропроводности.

В зависимости от начальных данных по распределению пластовых давлений, температур, координат границы ГВК и начальных данных ФЕС пласта-коллектора определяется очередность пуска скважин на закачку газа и границы давлений и расходов по каждой скважине. Нет точных правил, регламентирующих скорость увеличения расхода газа по скважинам в режиме закачки при выводе на рабочий режим. Границы расходов газа по каждой скважине и величина репрессии определяются по данным предварительных исследований скважин исходя из основного критерия — неразрушения призабойной зоны пласта.

В случае разрушения этой зоны происходит вынос пластового песка. Он может выноситься в результате вовлечения песчинок потоком газа с поверхности фильтрации. Также песок может выноситься из массива пласта по каналам фильтрации газа (пластового флюида). В обоих случаях песок будет выноситься, если силы, способствующие выносу, превышают силы, удерживающие песчинки на месте. В первом случае песчинки удерживаются под действием горного давления и сил капиллярного сцепления, а выносу способствует собственный вес песчинок, давление бокового распора и гидродинамическое давление потока газа. Во втором случае могут выноситься только песчинки, размер которых меньше размера каналов фильтрации газа [7; 8].

Таким образом, факторами, влияющими на вынос песка, являются: дебит скважины, размер песчинок и пластовое давление. С уменьшением

76

пластового давления в хранилище по мере отбора газа вышос песка будет происходить при меньших дебитах, чем в начале периода отбора. Скорость выгноса песка в начале периода отбора будет мала. Со временем в зоне дренажа формируется каверна неправильной формы и различного размера (как по сечению, так и по профилю), уменьшающая устойчивость ствола скважины под действием горного давления. Это может дать начало разрушению коллектора в ПЗП. В итоге скорость выгноса песка может значительно увеличиться, что приведет к аварийной ситуации при эксплуатации скваженного и наземного оборудования ПХГ.

Одновременное поступление из пласта-коллектора песка и воды при водонапорном режиме работы хранилища взаимоусиливает трудности выноса из забоя на устье скважины как песка, так и воды — по сравнению с раздельным их поступлением.

Несоблюдение правил геоэкологической безопасности приводит к разуплотнению и разрушению пород либо к недостаточному раскрыгтию трещин и поровой матрицы и, как следствие, потерям пластовой энергии.

Оптимальное управление режимами отбора, закачки углеводородов на ПХГ возможно с помощью адекватных геологической и газогидродинамической моделей, для построения которых необходимо иметь достоверную геоэкологическую, геофизическую и промысловую информацию. Единственный путь получения такой информации — комплексное исследование скважин. Отличительная особенность задач управления режимами работы ПХГ — высокая сложность проблемной среды, в которой решаются данные задачи, и прежде всего объекта эксплуатации — вмещающего пласта-коллектора. Задаче управления режимами работы хранилища свойственны алгоритмические и информационные сложности, которые характеризуются неполнотой данных, высокой степенью неопределенности, слабой детерминированностью и низкой достоверностью [9]. Это связано с тем, что информацию о вмещающем пласте-коллекторе, динамике изменения его ФЕС получают путем исследования скважин в локальных зонах дренирования. На ряде ПХГ и месторождениях углеводородов отдельные скважины исследуются один раз в год. В то же время сейчас пока нет методов перевода скважин на исследования, адаптированные к пластам-коллекторам с различной литолого-фациальной структурой.

Особенности эксплуатации ПХГ, созданных в солевых отложениях, заключаются в высокой вероятности проявления субвертикальной межпла-стовой фильтрации рассолов, более высоких требованиях к долговечности скваженного оборудования, сильной зависимости изменения пластового давления от релаксации напряжений в ослабленных зонах коллектора.

В солянокупольные структуры Астраханского ГКМ входят погребенные под неоген-четвертичными: осадками гряды и цепи куполов каменной соли толщиной до 3,5 км, разделенные мульдами. На одной из структур каменной соли в 1980—1983 гг. на глубинах от 920 до 1100 м с помощью подземных ядерных взрыпвов быпло создано 13 подземных емкостей [10].

Геопромысловые наблюдения показали, что природный рассол из рапоносной зоны, залегающей на глубине более 3 км, поднялся до глубины примерно 1 км в подземную емкость скважины по зоне тектони-

ческого нарушения. Это привело к обрушению коллектора. Очевидно, субвертикальная фильтрация пластового флюида возможна в процессе релаксации напряжений в ослабленных зонах, примыкающих к глубинным разломам. Неблагоприятное сочетание прохождения быгстрыгх волн деформации и релаксации напряжений в районе Астраханского ГКМ выгзыгвает неустойчивость обсадных колонн, выгбросы рапы, течение водонасыщенных горизонтов, повыгшение межколонных давлений и выбросы глубинных газов. Аналогичные явления наблюдались на Песчано-Уметском и Волгоградском ПХГ [7; 11; 12].

Таким образом, геоэкологическая безопасность эксплуатации ПХГ, как быпло показано выгше, зависит от учета литолого-фациальной структуры пластовых коллекторов и соблюдения технологических условий их эксплуатации.

Список литературы

1. Бузинов С.Н. и др. Эксплуатация горизонтальных скважин на Кущевском ПХГ // Газовая промышленность. 2002. №4. С. 63 — 65.

2. Бузинов С.Н. и др. Строительство горизонтальных скважин на Кущевском ПХГ // Газовая промышленность. 2002. №5. С. 54 — 55.

3. Денк С. О. Структура и состояния фильтрационной системы пласта-коллектора. Пермь: Изд-во ПГУ, 1999.

4. Гатауллин О.Н., Жардецкий А.В., Иванова Н.Н. Контроль за эксплуатацией Пунгинского подземного хранилища газа методами ГИС // Геология нефти и газа. 1999. №7—8.

5. Севастьянов О.М. Геолого-гидрологические условия подземного захоронения промстоков на Вуктыльском ГКМ // Геология нефти и газа. 1989. №2. С. 51—53.

6. Тер-Саркисов Р.М., Захаров А.А., Николаев В.А. Управление процессом разработки газоконденсатного пласта / / Газовая промышленность. 2001. №3. С. 39—40.

7. Свалов А.М. Анализ факторов, обусловливающих процессы разрушения призабойной зоны скважины // Газовая промышленность. 2004. №7. С. 61 — 63.

8. Ашрафьян М. О., Лебедев О.А., Саркисов Н.М. Напряженное состояние сла-босцементированных пород в призабойной зоне скважины // Нефтяное хозяйство. 1983. №3. С. 37—38.

9. Кузин Е. С. Информационно-сложные задачи и технология их решения // Новости искусственного интеллекта. 2003. №1. С. 24 — 29.

10. Манукьян В.А. Оценка масштаба субвертикальной фильтрации рассолов в солянокупольных структурах // Газовая промышленность. 2004. №11. С. 76 — 81.

11. Мигуля А.П., Лихушин А.М., Логинов А.Н. Ликвидация газопроявлений с межпластовым перетоком // Газовая промышленность. 2003. №12. С. 76 — 77.

12. Литвинов С.А., Акимова А.А., Грицаенко В.Г. Геоэкологические исследования на ранней стадии строительства ВПХГ // Газовая промышленность. 2002. №5. С. 56—59.

Об авторе

О.П. Пономарев — канд. техн. наук, первыгй проректор Института «КВШУ», ponomarev7713@mail.ru