загрузка...

Динамика физических свойств горных пород при эксплуатации подземных хранилищ газа


Как известно, длительная разработка месторождений углеводородов приводит к нарушению равновесных условий в недрах и может вызвать значительные изменения напряженно-деформированного состояния как пластов-коллекторов, так и вышележащих пород-покрышек. В числе методов, применяемых для оценки изменений современного напряженного состояния недр, как было показано выше, могут быть использованы и методы геофизических исследований скважин (ГИС).
Зачастую на объектах нефтегазовой отрасли уже проводятся долговременные наблюдения за процессом разработки месторождений или эксплуатации ПХГ (ГИС-контроль). Ниже будут рассмотрены примеры использования этих данных для решения задачи исследования динамики физических свойств пород во времени.
Руководящими документами [Арутюнов и др., 1994; Регламент ..., 1992, Временная инструкция ..., 1996] при эксплуатации ПХГ предусматриваются следующие виды контроля: 1 — контроль технологических процессов, происходящих в газовой залежи; 2
контроль и наблюдения за герметичностью ПХГ; 3 — контроль верхних водоносных горизонтов; 4 — периодическая переаттестация скважин. Для обеспечения выполнения пунктов 2 и 4 и были выполнены описываемые ниже исследования.
В 1989              2002 гг. были проведены специальные работы по ис
следованию технического состояния эксплуатационных колонн скважин Пунгинского ПХГ [Жардецкий, Жуков, Моисеев, Кузьмин, 2003]. За это время было обследовано 26 скважин, в которых исследовалась целостность труб эксплуатационной колонны и НКТ. Эти работы включали в себя дефектометрию колонн скважин методом МИД-A, геофизические исследования скважин методами радиометрии (НТК, ГК) и газодинамические исследования с регистрацией распределения давления, температуры и влажности по стволу скважин. Метод МИД-A позволял выявлять радиальные (горизонтальные) трещины размером более 120 мм, а продольные (осевые или вертикальные) — размером более 150 мм [Сидоров 1998; Теплухин и др., 1999]. Погрешность определения толщины первой колонны (обычно НКТ) составляла 0,5 мм, второй (обычно

эксплуатационная колонна) — до 1,5 мм. Толщина колонн при этом не должна превышать 25 мм и диаметр не более 245 мм.
Одной из возможных причин, вызывающих снижение точности определения толщины труб, может быть их сильная неоднородная намагниченность. Регистрация наведенной радиоактивности горных пород методом НТК (нейтронный гамм а-каротаж) позволяет оценить содержание углеводородного природного газа, который состоит в основном из метана. Количество газа в горной породе напрямую связано с пористостью и проницаемостью этой породы и поэтому временные изменения НГК могут служить для практической оценки динамики пористости пород во времени.
Обработка полученных данных и формирование планшетов проводились с использованием компьютерной технологии обработки и интерпретации геофизических исследований скважин КТ ОИГИС, разработанной в НПФ «Центргазгеофизика». Кратко рассмотрим данные повторных наблюдений в некоторых скважинах, где наиболее активно изменяются результаты ТИС при повторных измерениях во времени.
Динамика заколонных скоплений газа
В настоящее время широко применяются геофизические методы контроля технического состояния колонн скважин. Результаты проведенных работ показали, что случаи образования трещин в колоннах скважин можно разделить на три типа.
Первый тип — это формирование трещин колонны в интервале перфорации, которое обусловлено техногенными причинами и не представляет интереса для оценки влияния изменений свойств пород в процессе эксплуатации ПХГ на состояние стволов скважин. Но вследствие деформационных процессов в продуктивном пласте могут возникать трещины в зонах концентрации напряжений на границах пласт — цементное кольцо и обсадная колонна — цементное кольцо, что будет сопровождаться формированием заколонных скоплений газа.
Второй тип — образование трещин в средней части скважин, которое может быть обусловлено геодинамическими или техническими причинами. Отметим, что и в этом случае появление трещин может сопровождаться формированием заколонных скоплений газа. 210

И третий тип образование трещин в приустьевой зоне скважин. В этом случае трещины практически не выявлены, а имеются только заколонные скопления газа. Рассмотрим все три случая более подробно.
Формирование трещин вблизи устья скважин зачастую выявляется не по данным дефектометрии, а по результатам повторных наблюдений НТК и сопровождается образованием заколонных скоплений газа.
Скважина 214. Заколонные скопления газа были отмечены на глубинах 3,3—32,7 м (А = 29,3 м), 1726—1751 м (h = 25м). В верхней части скважины 214 были вскрыты песчано-глинисто- галечниковые отложения четвертичного возраста. Скопление газа в интервале глубин 3,3—32,7 м сформировалось после 1996 г (рис. 8.2).
Следует особо отметить, что формирование заколонного скопления газа в верхней части скважины шло постепенно. Так, к 1997 г. оно охватывало интервал глубин 5—15 м, затем, в 1998 г,, распространилось до глубины 35 м. Но в 1999 г., по данным НТК, нижняя его граница поднялась, и скопление газа выявлялось в интервале м. Подъем нижней границы скопления газа связан, возможно, с уменьшением давления газа в стволе скважины. К сожалению, в этой скважине не проводились исследования методом магнитоимпульсной дефектоскопии. Анализ данных ГИС-контроля давления, температуры и влажности за 1998 г. не позволяет сделать однозначного вывода о наличии каких-либо нарушений колонны в этом интервале.
Скважина 504. Работы методом дефектометрии проводились в 1999 г., и нарушений колонн не было выявлено. Вблизи устья скважины заколонное скопление газа сопровождалось повышенными значениями НТК, которые появились в 1997 г. в интервале 5—6,7 м (рис. 8.3). Уже в следующем, 1998 г., повторные измерения позволили выявить увеличенные значения НТК выше, и были они приурочены уже к интервалу глубин 2—5 м.
Скважина 501. Работы по дефектометрии проводились в 2000 г.,
ранее выявлены интервалы скопления газа: возле устья
2—9,1 м {h = 7,1 м), по стволу — 544—605 м (h = 61 м).


Рис. 8.2. Динамика развития заколонного скопления газа вблизи устья скважины 214 по мониторинговым данным НГК


Интервал 544—605 м относится к сеноманскому, туронскому и коньякскому ярусам верхнемелового отдела. Выделяется уватская свита, представленная алевролитами с прослоями глин, кузнецовская свита, состоящая из глин с прослоями алевритов и песчаников, и березовская свита, сложенная опоками с прослоями песчаника.
Заколонное скопление газа в интервале 544—605 м (на рисунке отмечено горизонтальной штриховкой в колонке «Временные замеры НГК») регистрируется по нарастанию интенсивности наведенной радиоактивности на временных замерах НГК в период ме- 212

жду 1966 и 2000 гг. (рис. 8.4). Оно отмечено на кривых НТК, начиная с 1993 г., но было наиболее интенсивным в 1999 г. Нарастание сопровождается изменениями на графиках температуры (Т.с. 160298, Т.с. 030299).
На кривой диаметра эксплуатационной колонны (ДС080493) полученной в 1993 г., видны деформационные изменения в интервале глубин 588—605 м. Он заштрихован на графике. И даже на кривой кавернометрии (ДС240166), полученной в 1966 г., видны значительные изменения диаметра ствола скважины в интервале глубин 550—595 м.
Результаты измерения толщины эксплуатационной колонны полученные методом МИД-A в 2000 г., говорят о существенном уменьшении ее толщины в том же интервале и о локальных уменьшениях толщины на глубине 550 и 590 м (на рисунке отмечены цифрой 7).
Аномальное поведение давления (БМ.о. 160298) при отборе газа по сравнению со статикой (БМ.с. 160298) также свидетельствует о нарушении герметичности колонны — на рисунке также выделено штриховкой.


Рис.
8.4. Определение техногенного скопления газа в интервале глубин 544— 605 м скважины 501 Пунгинского ПХГ по данным НГК, термометрии и де- фектометрии



Весь этот комплекс параметров свидетельствует о наличии зоны смятия и нарушения целостности колонн и проникновении газа в пространство за или между колоннами. Произойти это могло либо при активизации геодинамических процессов, либо при плохом качестве проводившихся работ по цементированию затрубного пространства после спуска дополнительной четырехдюймовой колонны (диаметр 102 мм).
Скважина 214. Заколонные скопления газа были отмечены кроме интервала 3,3—32,7 м (А = 29,3 м) вблизи устья (см. рис. 8.2) и в интервале L726—1751 м (/? = 25 м) вблизи забоя (рис. 8.5).
Нижний интервал относится к отложениям валанжинского яруса нижнемелового отдела и представлен свитой, состоящей из глин. Следует отметить, что и в интервале 1726—1751м скопление газа сформировалось тоже не сразу, а постепенно. Так, к 1994 г. образовалось скопление газа в интервале 1726—1750 м, а уже позже распространилось и вниз, и вширь вокруг ствола скважины.

Рис. 8.5. Выявление заколонного скопления газа вблизи забоя скважины 214 и динамика его развития по данным мониторинговых измерений НГК



К 1996 г. газ распространился до глубины 1754 м и. возможно, даже частично ниже — до 1958 м, проникая уже в кору выветривания (КВ). Наконец, в 1998—1999 гг. скопление газа уже полностью охватило вышеуказанный интервал глубин 1667—1758 м и остается практически неизменным вплоть до последних наблюдений 1999 г. (см. рис. 8.5).
Кстати, по данным измерений НТК в 1999 г. (рост показаний) можно было видеть дальнейшее неоднородное расширение зоны проявления газа вокруг ствола скважины в интервале глубин 1726—1758 м, при этом происходило повышение содержания газа, а следовательно, и объема пор, сопровождаемое ростом значений НТК, включая и сам эксплуатируемый пласт-коллектор «П».
Заколонные скопления газа в ряде случаев формируются постепенно, и в течение определенного времени происходит изменение (увеличение) трещиноватости пород-покрышек, повышается их относительное газонасыщение. Эти процессы находят отражение при мониторинге интенсивности наведенной радиоактивности на временных замерах НТК. Напрямую дефекты колонн по изменению их толщины позволяет выявлять метод магнитоимпульсной дефектоскопии МИД. Межпластовые и заколонные перетоки газа могут быть выявлены также по аномалиям температуры и давления, регистрируемым термометрией и барометрией скважин при различных режимах их работы.
Так как исследования скважин, проводившиеся после окончания их обустройства, не выявляли нарушений, то, очевидно, что образование трещин в колоннах и формирование скоплений газа за колоннами скважин в ряде случаев происходят в течение определенного периода времени при активизации геодинамических процессов. Эти процессы находят отражение при мониторинге интенсивности наведенной радиоактивности (НТК), магнитоимпульсной дефектоскопии (МИД) скважин и динамики распределения давления и температуры по стволу скважин.
Целенаправленный мониторинг процессов разработки месторождений и эксплуатации ПХГ с помощью повторных измерений в скважинах позволит заранее выявлять как интервалы заколонных скоплений газа, так и интервалы повышенного износа стенок колонн и образования трещин. Своевременное выявление таких интервалов, которые являются зонами возможных утечек газа (про- 216

никновения газа за колонны и на поверхность), даст возможность свести к минимуму потери газа при разработке месторождений и эксгыуатации ПХГ и снизить негативную экологическую нагрузку на окружающую среду.              J у
Динамика фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов при закачке-отборе газа
Одной из основных задач промысловой геофизики на ПХГ является выделение пластов-коллекторов и оценка их фильтрационно-емкостных свойств [Сидоренко, 1965]. Широко известно, что приемистость пластов в процессе цикличной эксплуатации \осуд- шается [Берман, Нейман, 1972]. Для оценки степени влияния одного цикла закачка-отбор на изменение ФЕС пород-коллекторов нами были рассмотрены данные повторных измерений НГК на одной из скважин (502) Пунгинского ПХГ, полученных в период закачки- отбора газа 2000—2001 гг.
Сопоставление значений НГК, измеренных в одних тех же интервалах и одним и тем же прибором при закачке газа в пласт и при отборе газа и при не изменившейся конструкции скважины, показывает, что значения НГК при закачке меньше, чем при отборе (рис. 8.6). Естественно предположить, что это связано с влиянием изменившегося между измерениями НГК эффективного давления, обусловленного изменением пластового давления.
Для учета изменений показаний НГК, вызванных изменением пластового давления между измерениями, воспользуемся поправкой, описанной в работе [Берман, Нейман, 1972]. Расчет этой поправки по формуле, предлагаемой Л.Б. Берман:
(8.1)
дает величину 0,989 при значениях пластового давления, равного 6,71 и 6,08 МПа. То есть при малых перепадах давления, которые были зарегистрированы в этой скважине в рассматриваемый период, эта поправка имеет величину около 1 %, и ею можно практически пренебречь.

Для учета влияния изменившихся условий был взят интервал глубин выше кровли продуктивного пласта. Затем, по данным повторных НГК, были определены параметры линейной зависимости, имеющей место при сопоставлении двух тождественных замеров:
X = AY+B.              (8.2)
Здесь Хи Y— показания НГК против одного и того же пласта при первом и втором измерениях, А = 0,862 и В = 0 — параметры корреляции, определенные по показаниям повторного НГК против пласта (глинистая покрышка), свойства которого, как мы можем считать, за время между замерами не изменились. Далее показания НГК для продуктивного пласта по значениям коэффициентов А и В были исправлены и приведены к условиям первого НГК, используя уравнение
Гиспр = AY + В.              (8.3)
Исходные и исправленные значения НГК для продуктивного пласта приведены на рис. 8.6.
Сопоставление значений НГК после внесения поправки позволило выявить интервалы существенных изменений НГК в продуктивном пласте. Примечательно то, что интервалы повышенных значений НГК расположены в тех местах, где имеются крупные нарушения эксплуатационной колонны. Это интервалы глубин 1690—1694 м, 1699—1705 м, 1728—1736 м, где выявлены значительные аномалии толщины эксплуатационной колонны (кривая ТС22). На рис. 8.6 эти интервалы выделены вертикальной штриховкой. Величина изменений НГК в этих интервалах достигает 10 % (см. рис. 8.6). Можно предположить, что в данном случае, когда условия в скважине практически остались прежними, изменения НГК обусловлены влиянием изменившейся газонасыщенности и плотности, а следовательно, и пористости пласта [Резванов, 1982] при воздействии на него цикла закачки — отбора газа.
Таким образом, можно утверждать, что выявлены изменения фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта ПХГ, проявляющиеся в изменении значений НГК амплитудой порядка 10 %, которые обусловлены влиянием изменений пластового давления (0,63 МПа) при закачке и отборе газа.
218


Рис. 8.6. Сопоставление значений НГК, давления и температуры при отборе и закачке газа в скважину              ^


Образование трещин в колоннах и формирование скоплений газа за колоннами скважин в ряде случаев происходят в течение определенного периода времени при активизации современных геодинамических процессов природно-техногенного генезиса. Эти процессы находят отражение при мониторинге интенсивности наведенной радиоактивности (НГК). магнитоимпульсной дефектоскопии (МИД) скважин и динамики распределения давления и температуры по стволу скважин.
<< | >>
Источник: Кузьмин Ю.О., Жуков В.С.. Современная геодинамика и вариации физических свойств горных пород. — 2-е изд., стер.. 2012

Еще по теме Динамика физических свойств горных пород при эксплуатации подземных хранилищ газа:

  1. Кузьмин Ю.О., Жуков В.С.. Современная геодинамика и вариации физических свойств горных пород. — 2-е изд., стер., 2012
  2. § 2. ВОДОПРОНИЦАЕМОСТЬ И ДРУГИЕ СВЯЗАННЫЕ С НЕЙ ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
  3. Свойства горных породи их роль в рельефообразовании
  4.   § 1. СОСТОЯНИЕ И ВИДЫ ВОДЫ В ГОРНЫХ ПОРОДАХ
  5. Г л а в а 1 МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВОЗРАСТА ГОРНЫХ ПОРОД
  6. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИЗОТОПНОГО ВОЗРАСТА ГОРНЫХ ПОРОД
  7. § 1. ФОРМЫ ЗАЛЕГАНИЯ МАГМАТИЧЕСКИХ ГОРНЫХ ПОРОД
  8. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНОГО ВОЗРАСТА ГОРНЫХ ПОРОД
  9. СВЕДЕНИЯ О ГОРНЫХ ПОРОДАХ (ПЕТРОГРАФИЯ)
  10. § 2. МЕТАМОРФИЗМ ГОРНЫХ ПОРОД, ЕГО ВИДЫ И СВЯЗАННЫЕ С НИМ ПОЛЕЗНЫЕ ИСКОПАЕМЫЕ
  11.   § 1. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВОЗРАСТА ГОРНЫХ ПОРОД И ИЗУЧЕНИЯ ФИЗИКО-ГЕОГРАФИЧЕСКОЙ ОБСТАНОВКИ МИНУВШИХ ЭПОХ
  12. ФОРМЫ ЗАЛЕГАНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД (ЭЛЕМЕНТЫ ТЕКТОНИКИ)
  13. § 3. ФОРМЫ И ЭЛЕМЕНТЫ ЗАЛЕГАНИЯ ОСАДОЧНЫХ ГОРНЫХ ПОРОД
  14. ПРОЦЕССЫ ДИАГЕНЕЗА ОСАДКОВ И МЕТАМОРФИЗМА ГОРНЫХ ПОРОД
  15. § 3. ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА МИНЕРАЛОВ
  16. НАРУШЕНИЕ ПРАВИЛ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ВЕДЕНИИ ГОРНЫХ, СТРОИТЕЛЬНЫХ ИЛИ ИНЫХ РАБОТ (ст. 216 УК РФ).
  17. НАРУШЕНИЕ ПРАВИЛ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ, ЭКСПЛУАТАЦИИ ИЛИ РЕМОНТЕ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ (ст. 269 УК РФ).
  18. Экономические категории и их динамика при империализме
  19. § 4. ПРОИСХОЖДЕНИЕ ПОДЗЕМНЫХ ВОД