Гідрогеологічні основи підземного зберігання нафти і газу

Лекція 11

Питання для самоперевірки

1 Які гідрогеологічні спостереження проводяться під час розбурювання і експлуатації нафтових і газових родовищ?

2 Як розраховується висотне положення водонафтового контакту?

3 Як можна розрахувати висотне положення газонафтового контакту?

4 Як проводиться кореляція водоносних горизонтів?

5 Як використовуються гідрогеологічні дані при закачці води у пласт?

6 Що таке нафтовідмиваючі властивості води?

7 Які принципи гідрохімічного контролю заводнення нафтового покладу?

В останні роки на Україні та в інших країнах широкий розвиток набули промислові процеси закачки природного газу у водоносні горизонти, або виснажені продуктивні газоносні пласти з метою його підземного зберігання. Щоб створити таке підземне газосховище треба:

1) детально вивчити гідрогеологічні умови пласта

колектора, куди буде відбуватися закачка газу;

2) вирішити питання герметичності покришки над

пластом-резервуаром;

3) визначити ступінь сполучення різних ділянок і блоків

пласта-колектора, розбитого тектонічними

порушеннями.

Для цього проводять комплексні гідрогеологічні дослідження. За їх результатами визначають:

1) іонно-сольовий склад води пласта-колектора і вище

залягаючих по розрізу, над його покришкою

водоносних горизонтів;

2) визначають для цих горизонтів значення

п’єзометричних напорів;

3) газонасиченість вод колектора і суміжних горизонтів;

4) температуру.

Значна різниця вод водоносних горизонтів, що досліджуються, за мінералізацією, іонно-сольовим складом, п’єзометричним напором, пластовими температурами, газонасиченостю і складом газів, що розчиняються у воді – є доказом відсутності гідравлічного зв’язку між собою – герметичності покришки між ними.

Вивчаючи ці показники, їх зміну по окремих ділянках, блоках пласта-колектора, ми можемо визначити наявність природних бар’єрів по різкій зміні цих показників. Бар'єри будуть визначатись по наявності тектонічних порушень, ділянок зміни (погіршення) фільтраційних властивостей пласта-колектора, що буде заважати розповсюдженню газового пухиря по цих блоках. Так, на Гдовському підземному сховищі газу (ПСГ) за цими змінами були визначені екрануючі тектонічні порушення (гідрохімічний поріг); потім вони були підтверджені бурінням. Всі ці дослідження проводяться на 1-му етапі проектування будівництва ПСГ.

Другий етап – проводяться гідрогеологічні дослідження під час циклічної роботи ПСГ. Його завдання:

1) визначити ступінь герметичності покришки над

штучним газовим покладом;

2) виявити наявність і характер зон притоку газу у верхні

горизонти;

3) гідрохімічна трасировка газового пухиря (його

контурів).

Для з’ясування цих питань визначають природний гідрогеологічний фон пласта-резервуару і пластів, що контролюють герметичність пласта-резервуару по: іонно-сольовому складу, газонасиченості і газовому складу. Порівняння фонових даних з даними по поточній газонасиченості, складу розчинених газів, іонно-сольовому складу вод (по площі і розрізу) дозволяють компетентно вирішити ці питання (за визначенням аномальних даних). Такий гідрохімічний контроль дозволяє визначити негерметичність обсадних колон свердловин і зв’язані з ними перетоки газу, що можна ліквідувати ремонтом цих свердловин. По зростанню газонасиченості пластових вод і вмісту в них СН₄ у водоносному горизонті, що контролює герметичність покришки, можна дати навіть кількісну оцінку перетоку газу за формулою:

, (11.1)

де Q_к.г – кількість переточного газу, м³;

У_сер – середня поточна газонасиченість пласта, м³.

Q_пор – об’єм порового простору колектора, м³;

; (11.2)

де L – протяжність пласта-колектора в зоні перетоку, м;

Н –ширина пласта -колектора впоперек простягання, м;

h – потужність, м;

m_в – коефіцієнт відкритої пористості;

Трасування газового пухиря проводять по газонасиченості пластової води, вмісту СН₄, значному зростанню концентрації СО₂, Н₂. СО₂, Н₂ (особливо) дуже міграційно здатних компонентів. Вони із вуглеводневого газу мігрують у воді набагато швидше ніж СН₄ і інші вуглеводневі гази і ніби утворюють тоненьку зовнішню оболонку газового (СН₄) пухиря і трасують його розміри. Крім того, підвищені концентрації Н₂ показують можливі шляхи розповсюдження СН₄ пухиря по найбільш проникним зонам пласта-колектора. Дослідження показали, що вміст Н₂ у воді колектора під час вторгнення газу, може досягати 70-80% серед розчинених у воді газів порівняно з фоновими значеннями (природними). Аналогічні дослідження можна проводити по СО₂ – визначати можливі напрями розповсюдження газового пухиря. Також визначено, що за рахунок взаємодії з газовим пухирем у пластових водах зростає концентрація при сталій концентрації -іону, -іону.

Дата добавления: 2014-10-31