Використання інформації про початкові пластові тиски при спорудженні та експлуатації підземних газових сховищ

В нафтогазопромисловій геології, фактори, які обумовлюють природню енергію в покладах нафти і газу, враховуються, як відомо, в ґрунтовному порядку з метою забезпечення максимального видобутку вуглеводнів з мінімальними затратами коштів.

Природня енергія покладів нафти і газу проявляється у вигляді пластових тисків в природніх резервуарах. Найбільш високим енергетичним потенціалом володіють поклади нафти і газу, яким властиві зверх гідростатичні пластові тиски (ЗГПТ). Для раціонального використання ЗГПТ при експлуатації нафтогазоносних горизонтів потрібно виявляти геологічні фактори, які їх створюють в певній геологічній обстановці. Від природних факторів, які впливають на формування величини пластових тисків, залежить характер режиму продуктивного пласта.

В даному пункті зупинимося на істотній необхідності, вираховування величини початкових пластових тисків в природніх резервуарах, які використовуються для підземного зберігання газоподібних продуктів. Ця проблема в наш час вельми актуальна, тому що створення об’єктів з використання природніх резервуарів для зберігання енергетичних газових ресурсів в нашій країні з одночасним забезпеченням нормальної екологічної обстановки на промисловості залишаються низькими в порівнянні з потребами народного господарства. В районах, де розташовані підземні газові сховища відмічається часте підвищена забрудненість вуглекислими газами атмосфери, з’являються нерідко газові грифони, вони ж приводять до утворення і інших небажаних явищ. Все раніше згадане призводить до появи тенденції створювати майже всюди гідро- і атомні електростанції, що все-таки все більш ускладнює навколишнє середовище в обжитих населених областях. Це все в значній мірі пов’язано з тим, що в науці нафтогазопромисловій геології недостатньо приділяється уваги питанням геологічного забезпечення спорудження і експлуатації підземних газових сховищ в природніх резервуарах. В результаті чого, в нашій країні виникла тенденція майже повсюдного спорудження гідро- і атомних електростанцій, що ще більше ускладнбє середовище в населених пунктах.

Природні резервуари для штучного зберігання в них вуглеводневих газів можна поділити на два типи:

1) резервуари, які утримують в собі виснажені газові поклади;

2) водоносні природні резервуари, в яких штучні сховища газа споруджуються заново.

Проблема спорудження сховищ вуглеводневих газів в природніх резервуарах першого типу менш складна, так як частково вона вже вирішена самою природою. При спорудженні газових сховищ в резервуарах другого типу необхідно проводити спеціальні дослідні роботи по вивченню літології і фізичних властивостей колекторів і покришок, тектонічних умов і можливих їх змін в процесі закачки в резервуар газоподібних продуктів, в результаті змін пор і порожнин макро- і мікротріщин і утворення шляхів для флюїдів і колекторів, що знаходяться за межами даного резервуару в розрізі площі і, головне, на поверхні. Одначе, досвід проведення геохімічних досліджень кафедрою геології і розвідки нафтових і газових родових ІФНТУНГ, що забезпечують контроль герметичності природніх резервуарів, що використовуються для зберігання газу в Червінській впадині, на Ставропільському піднятті, в Передкарпатському прогині і в інших областях дозволяє зробити висновки, що загальною необхідною умовою при проектуванні та використанні природніх резервуарів для зберігання газопродуктів, як першого, так і другого типу, є ретельне визначення величини пластових тисків. Необхідно, щоб в процесі закачування газу в природні резервуари не порушувалась створена природою енергетична рівновага в колекторах і покришках. В даному випадку підлягають вивченню також величини тисків в порожнинах порід покришок, що перекривають колектори і які об’єктом для припливу газу. Особливо важливим є вивчення початкових пластових тисків в природніх резервуарах в регіонах з розвинутими аномально низькими пластовими тисками, тобто пластовими тисками меншими за гідростатичні. В даному випадку, приплив газу в колекторах навіть під тиском, дорівнює величинам нормальних пластових тисків, в природніх резервуарах можуть з’являтися тиски, що суттєво перевищують природні початкові пластові тиски. Це призводить до ефекту гідро- і газового розриву порід колекторів і покришок, впливає на розгерметизацію природніх резервуарів і виникають водні і газові грифони на поверхні. Дане явище ми спостерігаємо на Богородчанському та інших газових сховищах Передкарпатського прогину.

Величина пластових тисків в природніх резервуарах впливає на інтенсивність міграції з них газових флюїдів чітко світчать результати досліджень проведених в Чернігівському прогині на Осиповській площі і Ставропольському підвищенні.

На Осиповській площі, яка характеризується початковими пластовими тисками в кембрійському природному резервуарі на глибині 450 м. становить 4,1-4,5 МПа, контроль герметичності природного резервуару проводився на протязі 5 років гідрохімічними методами по трьох стабільних пунктах спостереження: в колодязях (глибина від 3 до 8м), в свердловинах спеціального призначення глибиною до 15м і в артезіанських свердловинах глибиною до 70м. В період, коли в природному резервуарі пластовий тиск тримався нижче величини початкового пластового тиску в пробах води з колодязів по результатам водогазового виміру вмісту метану, значення якого не перевищувало 1,1041 см³/літр води гомологи метану в більшості випадків були практично відсутні; в пробах води із свердловини спеціального призначення концентрація метану коливається від 0,0008 до 28,814 см³/літр води, гомологів метану до 0,5859 см³/літр; в пробах води із артезіанських свердловин метан утримувався в рамках від 0,0018 до 1,2398 см³/літр води. При максимальних значеннях пластового тиску в природному резервуарі, які утворювалися внаслідок нагнітання в нього газу(до 6,68-6,86 МПа), що в 1,5-1,6 рази перевищують величину природного початкового пластового тиску, у відібраних пробах води газохімічними методами спостерігалося збільшення газовмісту, що в свою чергу пов’язано з посиленою міграцією газів із природного резервуару. В пробах води з колодязів вміст метану досягло 2,3972 см³/літр води, в пробах води із свердловин спеціального призначення концентрація метану піднялася до 31,0095 см³/літр, а гомологів метану до 2,5540 см³/літр; в пробах води із артезіанських свердловин метан був присутній в деяких випадках в кількості 3,1450 см³/літр води.

Можна взяти за приклад також дослідження на Осипській площі геомікробіологічним методом. на основі проведених досліджень даним методом встановлено, що при мінімальних значеннях пластових тисків в досліджуваному природному резервуарі на дату його виснаження в пробах води із колодязів, що містять вуглеводневокислих мікроорганізмів розраховувалось в кількості 0-90 умовних одиниць; в пробах води із свердловини спеціального призначення 0-144 умовних одиниць. При максимальних значеннях пластових тисків в природному резервуарі, що контролюється в тих же пунктах спостереження у відібраних пробах води кількість вуглеводневокислих організмів підвищувалося відповідно до 650 умовних одиниць, до 144 умовних одиниць і до 500 умовних одиниць.

Не менш інтересними є результати геохімічних досліджень на Ставропольському підвищенні, де початкові пластові тиски в природніх резервуарах характеризуються аномально низькими значеннями з коефіцієнтами аномальності значення якого становить К_а=0,72 (верхня крейда, Кам’яно-Балківська площа). Наприклад, зі збільшенням пластового тиску в Північно-Ставропольсько-Пелагінському природному резервуарі від натурального до величини гідростатичного середньоарифметичного значення концентрації розчиненого метану у відібраних пробах води в колодязях збільшувалася від 0,0003 см³/літр до 0,0006 літр, тобто в два рази. Біогенність води у відібраних пробах із колодязів підвищувалася від 205 умовних одиниць до 318 умовних одиниць.

Подібну посилену міграцію вуглеводневих газів з природніх резервуарів при закачуванні в них газів під тисками, які вищі початкового пластового тиску можна зафіксувати геохімічними методами дослідження і в інших сферах розвитку пластових тисків менших за гідростатичні (наприклад, на Олександрівській площі в Західному Передкавказзі, характеризується К_а=0,86–в свиті горячого ключа; на Більче-Волицькій і Угерській площах В Передкарпатті, характеризуються К_а=0,93-0,94–у відкладах верхньої крейди та інших).

Таким чином, відштовхуючись від результатів таких, як гехімічні і мікробіологічні дослідження з метою контролю герметичності підземних сховищ газу можна зробити висновок, що при використанні природних резервуарів для зберігання газоподібних флюїдів з метою уникнення їх розгерметизації, виходу газів на поверхню, забруднення навколишнього середовища і виключення утворення зривонебезпечних сумішей, першочергове значення має вивчення величин початкових пластових тисків у відкладах. При спорудженні і експлуатації підземних сховищ газу перевищення величин початкових пластових тисків у природних резервуарах недопустиме.

Таблиця 1.9 Заміряні температури в деяких родовищах вуглеводнів Передкарпатського прогину і Скибової зони Карпат

Таблиця 1.10 Кількісні характеристики структур, заміряні пластові тиски (Р_н) і їх коефіцієнт аномальності(К_А) в нафтогазоносних структурах (на ВГК, ВНК і в воді), в Зовнішній зоні Перед карпатського прогину і на Велико-Мостівській площі Волино-Подільської плити

Таблиця 1.11 Кількісні характеристики структур, заміряні пластові тиски(Р_н) і їх коефіцієнти аномальності (К_а) в основних нафтогазоносних структарах (на ВГК, ВНК і в воді), у Внутрішній зоні Передкарпатського прогину і Скибової зони Карпат