В главе приведены результаты анализа действующих в Российской Федерации и ОАО «Газпром» нормативных и регламентных документов в области контроля пластовых потерь и герметичности ПХГ, с характеристикой регламентируемых параметров. Определены области задач контроля герметичности ПХГ, не охваченные в настоящий момент нормативными и регламентными документами.
Анализ действующих в Российской Федерации и ОАО «Газпром» нормативных и регламентных документов показал, что вопросам пластовых потерь и герметичной эксплуатации ПХГ уделяется значительное внимание. Регламентируемые параметры в области контроля пластовых потерь и герметичной эксплуатации ПХГ обеспечиваются организациями недропользователями, контролируются авторским надзором в рамках объектного мониторинга, экспертируются организациями, осуществляющими контроль промышленной безопасности, и другими контролирующими органами.
Контроль герметичности ПХГ регламентируется в программах объектного мониторинга за эксплуатацией хранилищ, а также, при необходимости, специальными программами герметичности хранилищ. Методические подходы включают проведение комплекса промыслово-геофизических и аналитических работ. Промыслово-геофизические исследования в общем случае предусматривают обширный комплекс работ, среди которого можно выделить:
- визуальная оценка состояния герметичности ПХГ;
- учет объемов закачанного и отобранного газа;
- контроль уровней и давлений по скважинам (трубное, затрубное, межколонное);
- контроль наличия заколонных перетоков, наличия и динамики заколонных скоплений газа;
- скважинный газогидрогеохимический контроль по законтурным наблюдательным и контрольным скважинам;
- контроль динамики газо-водяного контакта;
- площадной геохимический наземный мониторинг и мониторинг приустьевых площадок скважин.
В случае реализации специальных программ привлекаются дополнительные методы, включая расширенный геофизический комплекс, применение трассерных исследований, и др.
Аналитические методы в обязательном составе включают:
- оценку динамики газонасыщенного порового объема (на балансовых, сеточных, или трехмерных моделях);
- анализ гистерезисных диаграмм (зависимости приведенного давления от объема газа в пласте);
- расчет объема газа в пласте балансовым и объемным методами и сопоставление с учетными объемами;
- анализ и обобщение результатов промыслово-геофизических исследований, комплексная оценка состояния герметичности хранилища, установление возможных причин и источников негерметичности технического, технологического и геологического характера, разработка рекомендаций по их ликвидации.
Следует отметить, что погрешность расчетов объема газа в пласте балансовыми и объемными методами, в зависимости от конкретных характеристик объекта, может достигать 20 % от общего объема газа. В этой связи, для повышения точности оценок, и выявления устойчивого тренда, необходимо сопоставление работ за период минимум 3-5 циклов эксплуатации ПХГ.
В настоящее время, учитывая тенденцию к нециклической эксплуатации ПХГ, и, как следствие, различия технологических режимов эксплуатации, такая сопоставимость более затруднена и вызывает необходимость совершенствования методик оценок объемов газа в пласте коллекторе.
Оценка газонасыщения контрольных горизонтов усложняется наличием скважин с многоколонной конструкцией, в результате чего пластовое насыщение находится за пределами чувствительности нейтронного каротажа.
Таким образом, действующие нормативные и регламентные документы в области контроля пластовых потерь и герметичности ПХГ обеспечивают нормативную основу для безопасной эксплуатации ПХГ. Вместе с тем, изменяющиеся условия эксплуатации ПХГ, старение фонда скважин, возрастающие экологические требования, обуславливают целесообразность дальнейшего развития в части рекомендаций по применению методических подходов и технологий работ в области решений конкретных геолого-технологических и технических задач контроля герметичности ПХГ в зависимости от горно-геологических и промысловых характеристик.
В диссертационной работе автором предложены методические подходы комплексного рассмотрения этих задач с целью дальнейшего развития методического и технологического обеспечения контроля герметичности ПХГ в пористых пластах.
Во второй главе автором проанализированы причины потерь и затрат газа в зависимости от горно-геологических условий ПХГ; разработаны методы:
- выявления и оценки объемов слабодренируемого газа, находящегося в низкопроницаемых коллекторах;
- контроля газонасыщенного порового объема и оценки пластовых потерь в опасных направлениях растеканий газа в зонах отсутствия скважин, путем сопоставления расчетных и учетных объемов газа, посредством оценки конфигурации газо-водяного контакта, на основе комплексного анализа промысловых данных, результатов систематических замеров ГИС-контроль и геолого-технологического моделирования.
С целью разделения понятий потерь и затрат газа для организации их контроля при работе ПХГ, автором приведено определение рассматриваемых понятий.
В диссертационной работе предложено выделять и учитывать следующие виды потерь газа, подлежащие контролю в процессе эксплуатации и ликвидации ПХГ:
· потери в процессе эксплуатации ПХГ - безвозвратное снижение общего объема газа в пластах хранилища, отбор газа из которых предусмотрен схемой эксплуатации, по отношению к учетному объему газа;
· потери при ликвидации ПХГ - накопленные потери в процессе эксплуатации ПХГ, а также, кроме того, объемы остаточного газа, извлечение которых технологически невозможно, или экономически нерентабельно на момент ликвидации ПХГ.
Относительно затрат газа, которые определяются и предусматриваются при составлении технологического проекта создания и эксплутации ПХГ, следует принимать во внимание практику их представления в виде обоснования необходимого объема буферного газа. При этом, как показывает опыт создания и эксплуатации отечественных и зарубежных ПХГ, возможен вывод из дренирования дополнительных объемов газа (долговременный или периодический - в зависимости от геологических или технологических причин), не предусмотренных технологическим проектом. В связи с этим, в диссертационной работе автором предлагается разделить рассматриваемые затраты газа следующим образом:
· дополнительные долговременные затраты газа - доля общего объема газа, не входящая в проектный буферный объем газа, которая не может быть отобрана в процессе циклической эксплуатации при соблюдении условий технологической схемы;
· дополнительные периодические затраты газа - доля общего объема газа, не входящая в проектный буферный объем газа, которая не может быть отобрана в данном конкретном цикле эксплуатации по причине нарушения условий технологической схемы, но может быть отобрана в последующих циклах эксплуатации.
В диссертационной работе приведены результаты анализа и систематизации структуры возможных потерь и затрат газа в зависимости от геологических особенностей объектов ПХГ:
§ потери и затраты газа в зависимости от характера залежи, раздельно для типов ПХГ, созданных в водоносном пласте и в истощенных газовых месторождениях с проявлением водонапорного режима; в газовых месторождениях без проявления водонапорного режима;
§ потери газа, в зависимости от характера ловушки, раздельно для типов ПХГ, созданных в антиклинальных ловушках; в тектонически экранированных ловушках; в литологических экранированных ловушках; в пологозалегающих пластах.
§ затраты газа, в зависимости от пористости пласта коллектора, для различных диапазонов пористости объекта эксплуатации.
Каждый элемент структуры потерь и затрат газа выявлялся на основе анализа эксплуатации конкретных объектов ПХГ соответствующего типа.
В диссертационной работе приведены результаты количественной оценки для выделенных типов ПХГ потерь и затрат газа, полученные на основе использования разработанных автором соответствующих методов выявления, оценки и контроля потерь и затрат газа. Методы предусматривают совместное использование геофизической информации и результатов геолого-технологического моделирования ПХГ.
Структура возможных потерь и затрат газа в зависимости от характера залежи. Для ПХГ созданных в водоносных пластах или в истощенных газовых месторождениях (с проявлением водонапорного режима), потери и затраты газа рассмотрены на фактическом примере ликвидации Колпинского ПХГ.
Колпинское ПХГ было создано в водоносной структуре и, после 26 лет эксплуатации дегазировано.
На основе анализа фактического материала и сопоставления с проведенными теоретическими расчетами автором выявлено, что объем растворенного и диффундированного газа для Колпинского ПХГ за 26 лет эксплуатации составил ~10 % от максимального объема газа в хранилище. Доля адсорбированного газа незначительна, его объем составил 0,05 %. Основной остаточный объем газа (до 20 % от максимального объема газа в хранилище), представлен диспергированным газом переходной зоны.
На данном примере подтверждено, что для созданного в водоносном пласте ПХГ, пластовые потери газа в процессе эксплуатации определяются частичным растворением газа в приконтурных и подошвенных водах, адсорбированием, дисперсией с образованием зон смешанного насыщения. Дополнительные долговременные затраты могут быть представлены газом, насытившим низкопроницаемый коллелктор и не вовлеченным в процесс циклической эксплуатации. Потери газа при ликвидации ПХГ представлены накопленными циклическими потерями, а также объемом газа в маломощных низкопроницаемых или дисперсных залежах, добыча которого технологически невозможна, и/или не является экономически рентабельной. Неизвлекаемые запасы при ликвидации ПХГ определяются конкретными геолого-технологическими и экономическими характеристиками объекта.
Таким образом, накопленные потери газа при ликвидации ПХГ, созданного в водоносном пласте, могут составлять до 30 % от максимального общего объема газа.
Для ПХГ, созданных в месторождениях (без проявления водонапорного режима) пластовые потери, долговременные и периодические затраты газа, отсутствуют. Неизвлекаемые запасы газа (исключая потери по техническим причинам) в случае ликвидации такого хранилища определяются технологически допустимым и экономически рентабельным минимальным давлением на пласт. Если пласт сложен устойчивыми породами, не склонными к разрушению, в идеальном случае возможно извлечение газа до тех пор, пока пластовое давление в зоне скважин не станет равновесным атмосферному давлению с учетом веса столба газа в скважине. Технико-технологические и экономические характеристики (например, целесообразность использования ДКС) накладывают ограничения на извлекаемый объем газа, определяя, соответственно, неизвлекаемые запасы при ликвидации ПХГ как газ, добыча которого не является на этот момент рентабельной.
Структура возможных потерь газа в зависимости от характера ловушки. Для хранилищ, созданных в антиклинальных ловушках, потери газа определяются возможностью ухода газа за замыкающую изогипсу. Для ПХГ газонасыщенный поровый объем (ГПО) имеет довольно сложную конфигурацию, которая обуславливается пространственным распределением фильтрационных свойств, эксплуатационными параметрами и осложняющими структурными особенностями в кровле структуры объекта хранения.
Газо-водяной контакт (ГВК) является сложной поверхностью и имеет меняющуюся форму в периоды закачки и отборов. Поверхность контакта в плане при эксплуатации ПХГ не является плоскостью и обусловлена сложной функцией распределения пластового давления, фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и структурных отметок. Циклический характер эксплуатации ПХГ сопровождается депрессиями и репрессиями в значительном диапазоне давлений, что усиливает значимость распределения ФЕС в формировании ГПО.
Регламентные геофизические исследования в рамках ГИС-контроля за эксплуатацией ПХГ, решают, в частности, задачу контроля ухода газа за замыкающую изогипсу. Важным параметром является степень адекватности системы наблюдений и достаточности объемов ГИС для решения указанной задачи. Для оценки отличия фактической конфигурации газонасыщенного объема от принятой по результатам исследований скважин, и с целью решения вопроса об адекватности системы наблюдений и объемов ГИС, автором предложена методика, основанная на систематическом сравнении величин ГПО:
§ на основе гидродинамического моделирования ПХГ, вычисляя теоретическое значение ГПО, которое должно быть при закачке учетного объема газа в пластовых условиях;
§ объемным методом с применением геологической модели на основе фактических результатов геофизического контроля эксплуатации за соответствующий период.
Расчеты проводятся по нескольким периодам одного сезона с учетом фактических данных ГИС-контроля и распределения давления. На каждый период строятся карты фактической поверхности ГВК, карты положения контактов (рисунки 1-2), рассчитывается газонасыщенный поровый объем.
Сопоставление полученных результатов позволяет оценить расхождение величин ГПО, обусловленное различными причинами, в том числе представлением о форме ГВК, которое было заложено в геологическую модель на основании фактических замеров ГИС. Оценка динамики расхождения величин ГПО позволяет сделать важные выводы.