Обоснование схемы размещения эксплуатационных скважин ПХГ, создаваемого в крупноамплитудной ловушке водоносного пласта

УДК 622.691.24

Н.А. Исаева

Обоснование схемы размещения эксплуатационных скважин ПХГ, создаваемого в крупноамплитудной ловушке водоносного пласта

Ключевые слова:

подземное хранилище газа, схема размещения скважин,

крупноамплитудная

ловушка,

фильтрационно-

емкостные

свойства.

Keywords:

underground gas storage, well placement, high amplitude trap, reservoir properties.

Проектируемое Арбузовское подземное хранилище газа (ПХГ) расположено в южной части Республики Татарстан, в 125 км к юго-востоку от г. Казани. Актуальность создания ПХГ обусловлена необходимостью повышения экономической безопасности и энергетической стабильности региона, который характеризуется высоким (более 90 %) уровнем газификации. Формирование разноцелевого характера резервного объема газа позволит покрывать сезонную неравномерность газопотребления при колебаниях газоснабжения потребителей, компенсировать возможные недопоставки газа при аварийных и временных остановках в транспортно-распределительной системе. Создание резервов газа в районе г. Казани будет способствовать бесперебойному газоснабжению объектов жизнеобеспечения столицы Татарстана и сглаживанию сезонных колебаний в топливно-энергетическом балансе республики.

На основе геолого-геофизической изученности и геологических данных проведена оценка геологических условий создания ПХГ. При выборе потенциальных объектов для создания хранилища рассматривались водоносные структуры и истощенные месторождения углеводородов, расположенные на расстоянии до 30 км от магистрального газопровода (МГ). В качестве возможных объектов для создания резервных мощностей рассмотрено 92 поднятия и более 25 истощенных нефтяных залежей. На основе критериев выбора геологических объектов для создания ПХГ определен наиболее благоприятный объект на текущем этапе разведанности - бобриковский водоносный пласт Арбузовского поднятия.

Арбузовское ПХГ проектируется к созданию на базе одноименного поднятия водоносного бобриковского пласта-коллектора. Арбузовское поднятие по кровле пласта-коллектора представляет собой купольную складку. По замыкающей изогипсе (-1080 м) поднятие имеет размеры 5,7 х 3,5—3,1 км и амплитуду 120 м при площади 16 км2. По амплитудному признаку ловушка относится к крупноамплитудным [1]. Сомнения в возможности размыкания складки в любом из направлений в данном случае отсутствуют, это подтверждается отметками вскрытия бобриковского пласта-коллектора в разведочных скважинах, пробуренных на погружениях структуры.

Бобриковский пласт-коллектор залегает непосредственно под глинами тульского горизонта и представлен верхней песчаной пачкой бобриковско-радаевских отложений. По своему литологическому составу пласт-коллектор сформирован песчано-алевролитовыми отложениями с редкими прослоями глинистых пород. Песчаные породы неравномерно пористые, структура порового пространства межзерновая. Поры изометрической формы составляют единую сообщающуюся систему. По данным гидродинамических исследований, гидропроводность пласта-коллектора изменяется по площади в широких пределах от практически нулевых значений до 6077 Д • см/сПз, проницаемость — соответственно от 0,01 до 3,2 Д (от 0,01 до 3,2 • 10-12 м2).

При начальном пластовом давлении в своде 11,64 МПа максимально допустимое давление исходя из прочностных свойств покрышки оценивается равным 16,3 МПа. Максимально допустимое превышение давления нагнетания газа над начальным давлением составляет 40 %. С ростом пластового давления в объекте хранения допустимое давление нагнетания газа незначительно возрастает (на 0,3 МПа) [2].

№ 4 (15) / 2013

Проблемы эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений

119

По принятой геологической модели Арбу-зовского ПХГ в сводовой части структуры выделяются южная и северная приподнятые зоны, оконтуренные изогипсой -990 м, в пределах которой локализуются «куполы»: три - на юге; два - на севере (рис. 1) [3]. Между указанными приподнятыми участками сформировался прогиб, врезающийся в центр сводовой части

со стороны ее восточного крыла. Эффективная толщина бобриковского пласта-коллектора закономерно увеличивается от свода к погруженным частям поднятия. В апикальных частях поднятия выше отметки -965 м бобриков-ский пласт-коллектор предположительно отсутствует, а пласт с эффективной толщиной до 2 м занимает сводовые части поднятия между

Рис. 1. Совмещенная структурная карта и карта эффективных толщин бобриковского пласта-коллектора Арбузовского ПХГ

№ 4 (15) / 2013

120

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

изогипсами -965 и -980 м. С погружением кровли эффективная толщина закономерно увеличивается до 12 м на замыкании ловушки.

По таким параметрам, как компактность поднятия, его значительная амплитуда, замкнутость складки, данную ловушку можно рассматривать как объект, исключительно интересный для целей поземного хранения газа. Однако, учитывая особенности морфологии строения сводовой части складки, требуется усовершенствование существующих технологических решений по созданию ПХГ. Одним из остро стоящих вопросов проектирования Арбузовского ПХГ является выбор схемы размещения эксплуатационных скважин, применение которой позволило бы создать искусственную газовую залежь в столь сложных геологических условиях.

На существующих в РФ ПХГ в водоносных пластах и истощенных газовых месторождениях с водонапорным режимом для предотвращения обводнения скважин в сезоне отбора эксплуатационные скважины размещаются в центральной сводовой части структуры. Схема равномерного размещения скважин с учетом неоднородности пласта, в том числе при сосредоточении устьев скважин в кусты, применяется на ПХГ в истощенных месторождениях с газовым режимом залежи. Предложенные в источниках [1, 4-6 и др.] методы выбора

схем размещения эксплуатационных скважин на ПХГ были рассмотрены применительно к Арбузовскому ПХГ, проектируемому в крупноамплитудной ловушке водоносного бобриков-ского пласта-коллектора. Однако их использование не позволило обеспечить стабильной циклической эксплуатации скважин и газовой залежи, что потребовало поиска новых схем размещения эксплуатационных скважин на ПХГ, создаваемых в крупноамплитудных ловушках водоносных пластов.

В геологических условиях Арбузовского ПХГ при размещении эксплуатационных скважин в сводовой части складки с эффективной толщиной пласта менее 2 м и проницаемостью менее 0,3 Д их производительность будет крайне низкой. В связи с этим концентрированное размещение эксплуатационных скважин в центральной сводовой части водоносной структуры не эффективно. Для выбора рациональной системы размещения эксплуатационных скважин ПХГ проведены многовариантные расчеты с использованием двухфазной («газ - вода») трехмерной фильтрационной модели, учитывающей особенности строения ловушки.

В первой группе рассмотренных вариантов предусматривалось равномерное размещение скважин с учетом их разнодебитности в условиях неоднородности распределения фильтра-

Скв. 1

Рис. 2. Распределение газонасыщенности по разрезу бобриковского пласта-коллектора

№ 4 (15) / 2013

Проблемы эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений

121

ционно-емкостных свойств (ФЕС) пласта-коллектора. Анализ результатов расчетов показал, что размещение скважин в прогибе, который характеризуется улучшенными ФЕС, мало эффективно. Это связано с тем, что за счет существенного влияния гравитационных сил газ в основном растекается по кровле структуры, не создавая при этом газонасыщенной мощности (рис. 2). Поэтому скважины, размещенные в прогибе (скв. 2, 3 на рис. 2), обводняются в первые дни отбора даже через 10 лет их эксплуатации. Причем различные вариации количества и схем размещения вертикальных и горизонтальных скважин в этой зоне, а также отбор воды с целью разгрузки не позволяют обеспечить стабильной эксплуатации скважин.

Во второй группе расчетных вариантов схема размещения эксплуатационных скважин выбиралась с учетом ФЕС пласта и гипсометрии ловушки. Скважины размещались в зонах с наиболее высокими абсолютными отметками при условии, что толщина пласта составляет не менее 2,5 м (рис. 3). Анализ результатов проведенных расчетов показал, что эксплуатационные скважины, ориентированные по направлению к прогибу (например, скв. 2 на рис. 3), обводняются в середине сезона отбора газа. Это связано с тем, что гравитационные

силы создают дополнительное сопротивление при фильтрации флюидов и препятствуют оттеснению пластовой воды из опущенного прогиба. Как следствие, газ оттесняет пластовую воду по направлению с наименьшим сопротивлением - к активному водонапорному бассейну с повышенными ФЕС пласта-коллектора. На внешней стороне ловушки благодаря действию гравитационных сил газонасыщенность пласта и газонасыщенная мощность увеличиваются. При этом скважины, размещенные на тех же и более низких гипсометрических отметках, но на внешней стороне ловушки, эксплуатируются без обводнения (например, скв. 3 на рис. 3).

В третьей группе расчетных вариантов схема размещения эксплуатационных скважин выбиралась с учетом ФЕС пласта, гипсометрии ловушки и распределения гравитационных сил. Скважины размещались в зонах с наиболее высокими абсолютными отметками и эффективной толщиной пласта более 2,5 м преимущественно на внешней стороне ловушки, исключая область прогиба. Рассматривались различные варианты ориентации горизонтальных стволов скважин с целью уменьшения периода стабилизации среднего давления в зоне расположения скважин при циклической

Скв. 1

Рис. 3. Распределение газонасыщенности по разрезу бобриковского пласта-коллектора

№ 4 (15) / 2013

122

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

эксплуатации ПХГ. Расчеты показали, что наиболее эффективным является вариант ориентации горизонтальных стволов скважин по направлению к внешней активной водоносной области (вариант 3). При этом необходимое число скважин может быть пробурено из нескольких кустов, что позволит создать очаг закачки и осушить водоносный пласт при создании искусственной газовой залежи. При эксплуатации ПХГ опасность ухода газа за пределы замыкающей изогипсы мала за счет высокого соотношения гравитационной составляющей потерь давления над фильтрационной. В сезонах отбора газа скважины не обводняются за счет формирующегося этажа газоносности 60-80 м (рис. 4), в районе размещения кустов эксплуатационных скважин не происходит образования глубоких депрессионных воронок при высокой проницаемости пласта (1,5-2 Д).

Разработанная схема размещения эксплуатационных скважин отличается от традиционно применяемых на ПХГ и наилучшим образом учитывает сочетание таких факторов, как высокая амплитуда ловушки и активная водонапорная система. Рекомендуемая схема размещения эксплуатационных скважин Арбузовского ПХГ приведена на рис. 5.

Применение предложенной схемы кустового размещения скважин с горизонтальным окон-

чанием позволяет на этапе создания ПХГ осушить пласт-коллектор и в дальнейшем обеспечить его стабильную циклическую эксплуатацию в столь сложных геологических условиях.

Разбуривание каждого куста эксплуатационных скважин рекомендуется начинать с бурения вертикальных скважин. По результатам их бурения и изучения пласта-коллектора расположение куста скважин может быть изменено. В дальнейшем пробуренные вертикальные скважины рекомендуется использовать для наблюдения и контроля за герметичностью объекта хранения. Применение предлагаемой концепции разбуривания, наблюдения и контроля позволит снизить существующие геологические, технологические и технические риски создания ПХГ в сложных горно-геологических условиях.

Как показывают технологические расчеты с использованием принятой геолого-гидродинамической модели пласта-коллектора, применение предложенной схемы размещения эксплуатационных скважин позволит создать ПХГ с поэтапным бурением скважин со следующими показателями:

I этап: активный объем газа - 200300 млн м3 при буферном - 350-400 млн м3; заполнение ловушки за 3-4 года - 10 скважин эксплуатационного фонда;

Скв. 3

Рис. 4. Распределение газонасыщенности по разрезу бобриковского пласта-коллектора

№ 4 (15) / 2013

Проблемы эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений

123

II этап: активный объем газа - 400450 млн м3 при буферном - 550-600 млн м3; заполнение ловушки за 4-5 лет после завершения

I этапа - 16 скважин эксплуатационного фонда;

III этап: активный объем газа - 620700 млн м3 при буферном - 800-900 млн м3; заполнение ловушки за 7-8 лет после реализации

II этапа - 20 скважин эксплуатационного фонда.

По результатам реализации каждого этапа следует проводить сопоставление проектных и фактических показателей создания ПХГ. При значительных отклонениях от проектных величин необходимо корректировать геологогидродинамическую модель ПХГ и уточнять показатели последующих этапов его создания. В результате уточнений рекомендуемая схема

--10S0

замыкающая изогипса

эксплуатационные скважины

Рис. 5. Рекомендуемая схема размещения эксплуатационных скважин Арбузовского ПХГ

№ 4 (15) / 2013

124

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

размещения эксплуатационных скважин может быть скорректирована с учетом разработанной методики обоснования схемы размещения эксплуатационных скважин в крупноамплитудной ловушке.

Выделение очередей строительства и инвестиций в создание ПХГ в условиях ограниченного объема достоверных геолого-промысловых данных по пласту, скважинам, а также эффективности проектных решений позволит снизить технологические риски.

Технологические риски на Арбузовском ПХГ прежде всего связаны с возможным невыполнением сроков сооружения и недостижением проектных величин по объему активного газа. Поэтапное создание ПХГ позволит сни-

Список литературы

1. Левыкин Е.В. Технологическое проектирование хранения газа в водоносных пластах /

Е.В. Левыкин. - М.: Недра, 1973. - 208 с.

2. Исаева Н.А. Исследование максимально допустимого давления нагнетания попутного газа в пласты-коллекторы временных подземных хранилищ /

Н.А. Исаева, А. А. Михайловский // Газовая промышленность. - 2011. - № 4. - С. 55-57.

3. Гарайшин А.С. Технология освоения бобриковского пласта-коллектора Арбузовского ПХГ / А.С. Гарайшин, А.В. Григорьев,

Н.А. Исаева и др. // Газовая промышленность. -2012. - № 684. - С. 61-65.

4. Бузинов С.Н. Кустовое размещение скважин на подземных хранилищах газа / С.Н. Бузинов, А. Л. Ковалев, ГС. Крапивина // Отделение подземного хранения газа: сб. науч. тр. -

М.: ВНИИГАЗ, 1995. - С. 71-72.

зить экономические риски и капитальные вложения в его сооружение за счет разнесения во времени затрат на обустройство объекта.

Проведенные исследования показали, что при выборе рациональной схемы размещения эксплуатационных скважин ПХГ, создаваемых в крупноамплитудных ловушках, необходимо учитывать распределение ФЕС пласта-коллектора и гипсометрию ловушки, а также распределение действующих гравитационных сил. При выборе схемы размещения эксплуатационных скважин ПХГ со сложными геологическими условиями целесообразно использование детальных трехмерных фильтрационных моделей, учитывающих особенности строения ловушки.

5. Бузинов С.Н. Размещение нагнетательноэксплуатационных скважин на ПХГ, создаваемых в обводненной газовой залежи / С.Н. Бузинов, ГС. Крапивина, Б.В. Скрипунов и др. // Проблемы подземного хранения газа

в СССР: сб. науч. тр. - М.: ВНИИГАЗ, 1982. -С. 42-48.

6. Михайловский А.А. Особенности технологии эксплуатации ПХГ в малоамплитудной структуре с активной подошвенной водой / А.А. Михайловский, С.А. Хан // Отделение подземного хранения газа. Проблемы

и перспективы. - М.: ВНИИГАЗ, 2003. -С. 147-154.

№ 4 (15) / 2013