Особенности проведения техноконтроля за процессами вытеснения при создании и эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ)

1.Во всех скважинах ПХГ до начала первой закачки газа выполняют каротаж методами НГК, ГК и ННКТ для получения исходных данных при 100%-й водонасыщенности пластов.

2. Проводят группирование по ФЕС пластов, слагающих отложения,

используемые для подземного хранения газа. Для каждой группы пластов устанавливают Кг.кр. и Кг.ост.(коэффициент критической газонасыщенности, и Кг.ост – остаточной газонасыщенности)

3. Выделяют несколько скважин, расположенных в сводовой части структуры, в которых коллектор перекрыт неперфорированной обсадной колонной, и в ее погруженных частях. В данных зонах ФЕС коллекторов существенно различные - от наивысших до низких. В этих скважинах ежемесячно проводят каротаж указанными выше методами с целью контроля положений ГВК, контура газоносности и распределения газа по мощности

4. Во всех скважинах, расположенных в пределах максимального контура газоносности, не реже двух раз в год проводят каротаж указанными методами — по окончании закачки газа и по окончании его отбора.

В первом случае каротаж проводят вначале в сводовых скважинах, а затем в периферийных, во втором случае последовательность измерений обратная. Для того чтобы водонасыщенность прискважинной зоны соответствовала водонасыщенности пласта, за 3—5 сут до каротажа в этих скважинах прекращают отбор (закачку) газа (это время уточняют экспериментально).

5. По данным повторного каротажа, проведенного в соответствии с п. 4, в каждой скважине выделяют интервалы коллектора и лежащих выше отложений, в которых происходит изменение водонасыщенности пластов, и оценивают ее величину. Оценку остаточной газонасыщенности пластов производят только в скважинах, выделенных по п.п. 3.

В случае обнаружения газа в пластах, залегающих выше кровли коллектора, проводят термокаротаж скважин, расположенных в пределах контура газоносности, для выявления перетоков в затрубном пространстве, поскольку негерметичность покрышки устанавливается по данным каротажа только при герметичности затрубного пространства. В противном случае необходимо проведение геолого-промысловых наблюдений. В каждой скважине, исходя из величин Кг пластов, определяют положения ГВК и контура газоносности для всего коллектора и отдельных пачек пластов, разделенных пластами с низкими ФЕС.

6. После закачки газа оценивают средневзвешенные по площади и мощности значения Кг пластов каждой группы раздельно для пластов хранилища. Это позволяет характеризовать коэффициент вытеснения воды газом из резервуара ПХГ.

7. По данным пп. 2 и 6 определяют суммарный объем газа в ПХГ в период его закачки, объемы газа в отдельных пачках пластов, а также оценивают предельный объем резервуара, из которого вода может быть вытеснена газом, исходя из значений Кг, предельных для каждой группы пластов. В процессе отбора газа прогнозируют интервалы первоочередного обводнения на основании увеличения Кв за время между замерами. По окончании отбора газа рассчитывают коэффициент извлечения газа из резервуара ПХГ в целом и из составляющих его пачек пластов.

В заключение оценивают надежность системы геофизического каротажа, используя отношение объема газа, определенного по данным каротажа, к объему газа, находящегося в ПХГ. Контроль надежен при величине отношения не менее 0,85.

ГИС-техконтроль при разработке месторождения УВ.

ГИС- техконтроль включает в себя: техническое состояние колонн и заколонного пространства скважин, скважинного забойного оборудования, конструкцию скважин, герметичность обсадных колонн и насосно-компрессорных труб, качество изоляции пластов и интервалы затрубной циркуляции флюидов, состояние фильтров, контроль при проведении ремонтных работ в скважине.

 

ГИС- техконтроль

Главная задача техноконтроля – обеспечение безаварийности при проведении работ в скважинах эксплуатационного фонда.

К аварийным ситуациям относятся:

Ø Газопроявление и, как следствие, выброс пластового флюида;

Ø Поглощение бурового раствора – не герметичность забоя (ц/стакана), эксплуатационной колонны;

Ø Сломы и обрывы инструмента, НКТ;

Ø Осложнения, связанные с техническим состоянием эксплуатационной колонны (коррозия, нарушение целостности колонны, деформация за счет текучести каменной соли).

К нежелательным ситуациям относятся всевозможные нарушения технологического процесса.

По целевому назначению основные задачи ТИ подразделяются на технологические, планово-экономические, информационные

(при ремонте и контроле решаются ли геохимические задачи).

Определение техническое состояние колонн и заколонного пространства скважин, скважинного забойного оборудования, конструкцию скважин

В процессе разработки месторождений ГИРС контролю подвергается практически весь фонд функционирующих (то есть находящиеся на балансе газодобывающих предприятий) скважин.

Это действующий эксплуатационный фонд, скважины, простаивающие по техническим и технологическим причинам (капитальный ремонт и др.), наблюдательные, нагнетательные, специальные (для специальных исследований, опытных работ).

Искривление скважины, выделение участков перегибов оси ствола скважины.

Основной метод - инклинометром.

Измерения точечным магнитным инклинометром проводятся в открытом стволе, в легклсплавных бурильных трубах, как исключение в стальных буровых трубах и обсдной колонне. Измерения проводятся в точках через 10 с после остановки прибора при подъёме.

Измерения непрерывными инклинометрами выполняются при плавном подъёме инклинометра со скоростью 500 м/ч

Измерения гироскопическими инклинометрами производятся при спуске прибора. Точечные измерения выполняются через 30 с после остановки прибора.

 

9. Постоянно-действующие цифровые геологические и гидродинамические модели месторождений.

В основе построения постоянно-действующей технологической модели разработки месторождения лежит так называемое имитационное моделирование.

Имитационное моделирование включает в себя:

-формулировка цели компьютерного моделирования

- системное обследование объекта моделирования: сбор и анализ исходных данных;

- построение модели месторождения с учётом различных гипотез его формирования (геологических, физико-химических, гидрогеологических и др.)

- выбор наиболее пригодного варианта модели, её оптимизация;

- интерпретация модели (перенесение полученных на модели технологических знаний на конкретный объект модели;

- формулировка конкретных рекомендаций на основе обработки результатов математического эксперимента.

Процесс построения и проведения такого моделирования – итерактивно-интерактивный.

Основу работы такой системы – диалога пользователя - компьютер осуществляется с помощью специальных программных средств.

Действующие технологические модели являются адаптивными системами на основе постоянно поступающей с объекта моделирования (месторождения) информации.

Новейшим направлением в математическом моделировании при проектировании и анализе разработки месторождений являются ВР-технологии (технологии моделирования в виртуальной реальности).

Опытные образцы таких технологий разрабатываются в США. Эта технология включает в себя комбинацию пластовых характеристик и 3-х мерную визуализацию. ВР-технология способствует объединению экспертиз геологов, геофизиков, и технологов-проектировщиков при проектировании и анализе разработки месторождений.

В соответствии со схемой стадийности геологоразведочных работ на нефть и газ выделяются следующие этапы: региональный; поисково-оценочный; разведочно-эксплуатационный.

На каждом из этапов ГРР с разной степенью детальности по данным геолого-геофизических методов формируется набор информации, которая с той-либо иной степенью достоверности позволяет построить модель объекта поисково-разведочных, разведочно-эксплуатационных и эксплуатационных исследований.

Выделяют два основных вида моделей залежей углеводородов: статические и динамические. Статические модели характеризуют залежь в начальном, не затронутом разработкой состоянии. Они позволяют построить модель и определить на ее основе начальные запасы углеводородов, а также решать вопросы разработки на любой стадии независимо от степени изученности месторождений.

Создаваемые статические модели залежей применительно к указанным выше стадиям изученности могут быть предварительными, рабочими и уточненными.

Динамические модели создаются только на разрабатываемых месторождениях, меняющих свое состояние по мере отбора запасов углеводородов. Это модели, позволяющие определить текущие остаточные запасы и принимать решения по совершенствованию системы разработки

Одним из важных элементов создания технологической модели месторождения является построение трёхмерной геологической и гидродинамической моделей.

3D геологическая модель создаётся на основе геологического обоснования процессов осадконакопления и выделения продуктивных пластов по сейсмическим данным и результатам корреляции разрезов скважин.

Такие геологические модели используются для определения площади залежи, объёма нефте и газонасыщенных пород, поровые объёмы нефте и газоносыщенных пород, объёмы УВ в пластовых условиях, средних подсчётных параметров залежи.

Трёхмерная геологическая модель является основой для гидродинамического моделирования, подсчёта (пересчёта) геологических запасов.

При построении трёхмерной геологической модели основными данными являются результаты комплексной интерпретации каротажных диаграмм (выполненной с учётом результатов петрофизических измерений образцов керна), комплексирования данных полевых геофизических методов (прежде всего сейсморазведки 2D/3D) с данными ГИС.

Геологическая модель опирается на результатах интерпретации материалов разноточных геофизических методов.

При построении трёхмерной гидродинамической (фильтрационной) модели основными данными является геологическая модель, данные о параметрах работы пластов (давления, температура, дебиты), флюидальный состав поступающий из скважины и другие характеристики.

Адресная постоянно-действующая геолого-технологическая модель (ПДГТМ) - это объемная имитация месторождения, хранящаяся в памяти компьютера в виде многомерного объекта, позволяющая исследовать и прогнозировать процессы, протекающие при разработке в объеме резервуара, непрерывно уточняющаяся на основе новых данных на протяжении всего периода эксплуатации месторождения.

Под цифровой трехмерной адресной геологической моделью (ГМ) месторождения понимается представление продуктивных пластов и вмещающей их геологической среды в виде набора цифровых карт (двухмерных сеток) или трехмерной сетки ячеек, характеризующих:

- пространственное положение в объеме резервуара коллекторов и разделяющих их непроницаемых (слабопроницаемых) прослоев;

- пространственное положение стратиграфических границ продуктивных пластов (седиментационных циклов);

- пространственное положение литологических границ в пределах пластов, тектонических нарушений и амплитуд их смещений;

- идентификаторы циклов, объектов, границ (пластов, пачек, пропластков);

- средние значения в ячейках сетки фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС),

позволяющих рассчитать начальные и текущие запасы углеводородов;

- пространственное положение начальных и текущих флюидных контактов;

- пространственные координаты скважин (пластопересечения, альтитуды, координаты устьев, данные инклинометрии). Возможно также представление модели в виде набора объемных функций, позволяющих получать цифровые сетки указанных выше параметров.

Под цифровой фильтрационной (гидродинамической) моделью (ФМ) понимают совокупность представления объекта в виде двухмерной или трехмерной сетки ячеек, каждая из которых характеризуется набором идентификаторов и параметров геологической модели, дополнительно включая:

- фильтрационные параметры - относительные фазовые проницаемости, капиллярные

давления, данные PVT и другие дополнительные данные;

- массив данных по скважинам, который содержит - интервалы перфорации, радиус скважины, пластовое или забойное давление, данные о дебитах (расходах) фаз, коэффициенты продуктивности (приемистости) скважин, сведения об ОПЗ, РИР, ГРП, результатах испытаний, обустройстве месторождения. Указанные сведения должны охватывать весь период разработки объекта.

Фильтрационные модели должны учитывать все основные геолого-физические и технологические факторы моделируемого (реализуемого) процесса разработки:

- многопластовый характер эксплуатационных объектов;

- неоднородность пластов по толщине и простиранию, их линзовидность и прерывистость, многофазность фильтрационных потоков;

- капиллярные и гравитационные силы;

- порядок разбуривания, систему размещения и режимы работы скважин, их интерференцию.

Под адаптацией модели понимается коррекция определенных параметров модели на основе согласования результатов расчетов, когда технологические показатели предшествующего периода разработки, полученные на модели, согласуются с фактической динамикой разбуривания объектов, добычи нефти, закачки агентов, пластовых и забойных давлений, обводненности продукции скважин и газовых факторов.

При построении ПДГТМ должны быть проведены следующие работы:

- оцифровка всей исходной геологической и технологической информации, занесение в базу данных;

- оценка качества и, при необходимости, переобработка и переинтерпретация данных ГИС и сейсморазведки;

- исследования кернов и проб пластовых флюидов;

- детальная корреляция разрезов скважин, выделение продуктивных пластов;

- уточнение петрофизических и функциональных зависимостей, являющихся основой комплексной интерпретации данных ГИС, исследований керна и сейсморазведки, переобработка данных ГДИ и их комплексная интерпретация с данными ГИС и разработки;

- построение схем обоснования флюидных контактов;

- геометризация каждого продуктивного пласта, оценка его параметров и эксплуатационных характеристик;

- палеотектонический анализ, палеогеографические и палеогеоморфологические исследования;

- фациально-формационный анализ, включая выявление седиментационных циклов осадконакопления;

- детальный анализ разработки с отбраковкой ненадежных и недостоверных сведений и с проверкой представления о геологическом строении по данным разработки;

- интерпретация данных дистанционных методов, исследований и контроля за разработкой.

На основе анализа всех перечисленных данных должна быть построена цифровая геологическая модель месторождения и произведен дифференцированный подсчет запасов углеводородов по выбранным участкам, вертикальным и латеральным зонам, продуктивным пластам, залежам и по месторождению в целом. Степень дифференциации определяется стадией изученности месторождения.

Затем, с учетом особенностей применяемой системы разработки, выбирается тип фильтрационной модели, формируется ее сеточная область, и параметры геологической модели преобразуются в параметры сетки фильтрационной модели.

ПДГТМ служат основой для подсчета балансовых запасов по пластам и горизонтам, составления ТЭО коэффициентов нефтеизвлечения, технологических схем и проектов разработки, годовых и перспективных прогнозов добычи нефти и газа, объемов буровых работ и капиталовложений, геолого-технических мероприятий, внедряемых на месторождении.

ПДГТМ может использоваться в целях доразведки залежей, выбора мест заложения разведочных и первоочередных эксплуатационных скважин, площадей постановки сейсморазведочных работ, выявления новых объектов разведки и эксплуатации, оптимизации эксплуатации содержащихся запасов углеводородов при текущем управлении процессом разработки.

Постоянно действующие геолого-технологические модели создаются на всех месторождениях, вводимых в разработку, с балансовыми запасами свыше 1 млн. т нефти, а также на разрабатываемых месторождениях сложного строения, независимо от объема балансовых запасов, и на разрабатываемых месторождениях, определяющих основной объем добычи нефтяной компании, независимо от формы собственности.