способ исследования динамических процессов газовой среды подземного хранилища газа

Формула изобретения

1. Способ исследования динамических процессов газовой среды подземного хранилища газа, включающий введение в пласт через разные нагнетательные скважины индикаторов в газовом носителе, отбор проб из добывающих скважин и определение концентраций индикаторов во времени в продукции добывающих скважин, отличающийся тем, что в период максимального давления газа выбирают центральные нагнетательные скважины, расположенные в одном или нескольких эксплуатационных горизонтах, исходя из системы расположения добывающих скважин по площади, при этом используют индикаторы нескольких цветов, а закачивают индикатор одного цвета в виде газонаполненных микрогранул со степенью дисперсности 0,5 - 0,6 мкм, состоящих из смеси поликонденсационной смолы и органического люминесцирующего вещества, в количестве, рассчитываемом по формуле

М_к = V_к C_к,

где М_к - количество индикатора к-го цвета: голубого или зеленого, или желтого, или красного и т.д., введенного в центральную нагнетательную к-ю скважину, микрогранулы;

V_к - объем закачиваемого газа в центральную нагнетательную к-ю скважину, 10³м³;

С_к - расход индикатора, вводимого в газ, микрогранулы/10³м³,

а в период снижения давления до минимальной средневзвешенной по площади величине одновременно отбирают пробы газа из добывающих скважин, расположенных в одном или нескольких эксплуатационных горизонтах, и определяют изменения во времени концентрации индикаторов каждого цвета и объемной скорости газа всех добывающих скважин, находят суммарное количество индикатора каждого цвета, поступившего в каждую добывающую скважину, по формуле

M_iк = < C_iк > < q_i > (t_iк⁽²⁾ - t_iк⁽¹⁾),

где M_iк - суммарное количество индикатора к-го цвета, поступившего в каждую i-ю добывающую скважину, при этом i - индивидуальный индекс скважины, микрогранулы,

< С_iк > - средневзвешенная по времени концентрация к-го индикатора в i-й добывающей скважине, микрогранулы/10³м³;

< q_i > средневзвешенная по времени объемная скорость добываемого газа i-й скважиной, 10³м₃/сут;

t_iк⁽¹⁾ - время, соответствующее началу снижения давления, сут;

t_iк⁽²⁾ - время, соответствующее снижению давления до минимальной средневзвешенной по площади величине, сут,

а долю мигрирующего газа определяют из выражения

Д_iк = М_iк/(М_к в),

где Д_iк - доля мигрирующего газа из района к-й центральной нагнетательной скважины в район i-й добывающей скважины, доли единицы;

в - коэффициент, учитывающий потери индикатора при миграции, доли единицы,

строят карты и по величине долей мигрирующего газа выявляют направления внутрипластовых и межпластовых перетоков и оконтуривают газодинамически различные зоны.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в индикаторе голубого цвета используют органическое люминесцентное вещество на основе диксантилена, в индикаторе зеленого цвета - флуоресцеин, в индикаторе желтого цвета - родамин Ж, в индикаторе красного цвета - родамин 200 В, а в качестве поликонденсационной смолы используют меламиноформальдегидную или меламиномочевиноформальдегидную смолу.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации подземного хранилища газа (ПХГ), и может быть использовано при изучении флюидодинамики.

Известны способы исследования скважин, заключающиеся в закачке в скважину люминесцирующего раствора, преимущественно флуоресцеина, с последующим измерением интенсивности люминесценции по стволу скважины для целей повышения надежности обнаружения жил асбеста (см. Ферронский В.И. и др. Радиоизотопные методы исследования в инженерной геологии и гидрологии. М., Атомиздат, 1977, с. 168; а.с. СССР N 987554 от 28.07.81 г., кл. G 01 V 9/00,), представляют определенный интерес технические решения, указанные в а.с. СССР N 1639123 от 16.05.88 г. и N 1473405 от 06.07.87 г.

Известен способ исследования динамических процессов многопластовых нефтяных месторождений (см. а. с. СССР N 1730442 от 18.02.88 г., кл. E 21 В 47/10). По способу в нефтеносные пласты закачивают поочередно водные растворы химических компонентов, преимущественно галоидов и нитратов щелочных металлов, а по изменению их концентрации в пробах продукции скважины судят о фильтрационных характеристиках нефтеносных пластов и их относительном водном дебите.

Недостаток указанного способа заключается в получении недостоверных данных при резкой гидрогеохимической дифференциации по разрезу и площади, а также при возможном исследовании газовых месторождений и ПХГ с активной подошвенной и краевой (законтурной) водой. Последнее обусловлено значительным разбавлением и изменением во времени и по площади химического состава пластовых вод. Невозможность исследований по известному способу в газовых скважинах связана с необходимостью глушения скважин, что приведет к значительному изменению фазовой проницаемости индикаторной жидкости и в конечном счете к искажению результатов исследований.

Известен способ исследования динамических процессов многопластового месторождения природных газов (см. а.с. СССР N 1684491 от 30.03.89 г., кл. E 21 В 47/10). По способу вводят в пласт через нагнетательную скважину индикатор в носителе, отсутствующий в природном газе, преимущественно гелий, отбирают пробы из добывающей скважины, определяют время появления индикатора в продукции добывающей скважины, а также зависимость изменения во времени концентрации индикатора в последней и судят о сообщаемости объектов по наличию индикатора в продукции.

Недостаток указанного способа заключается в получении недостоверных данных ввиду неоднозначности интерпретации полученных результатов на многопластовых газовых месторождениях и ПХГ. Неэффективно применение известного способа одновременно в нескольких скважинах, вскрывающих один и тот же горизонт (пласт) или различные горизонты (пласты) ввиду неоднозначности интерпретации полученных результатов из-за невозможности идентификации прихода гелия от какой-либо конкретной нагнетательной скважины. Многократное применение способа на одном месторождении также невозможно из-за повышения фоновых (остаточных) содержаний гелия, волнообразного прихода индикатора со значительной временной задержкой. Невозможно применять известный способ для коллекторов трещинного типа ввиду фиксации только одного максимума прихода индикатора в продукции добывающей скважины. К тому же, способ неприменим на газовых месторождениях с высоким содержанием гелия в добываемой продукции.

В качестве прототипа принят способ исследования динамических процессов газовой среды (см. патент US N 4742873, кл. E 21 В 47/10, опубл. 10.05.1988). По способу в нагнетательные скважины вводят различные индикаторы в газовом носителе, из добывающих скважин отбирают пробы и определяют концентрации индикаторов во времени в продукции добывающих скважин.

Недостаток прототипа связан с тем, что различные индикаторы могут иметь различные свойства, что вносит значительную погрешность в определение объемной картины миграции газа при эксплуатации многопластового ПХГ.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему: повышается достоверность исследований за счет описания объемной картины миграции газа при эксплуатации многопластового ПХГ.

Технический результат достигается тем, что в способе исследования динамических процессов газовой среды подземного хранилища газа, основанном на введении в пласт через разные нагнетательные скважины индикаторов в газовом носителе, отборе проб из добывающих скважин и определении концентраций индикаторов во времени в продукции добывающих скважин, в период максимального давления газа выбирают центральные нагнетательные скважины, расположенные в одном или нескольких эксплуатационных горизонтах, исходя из системы расположения добывающих скважин по площади, при этом используют индикаторы нескольких цветов, а закачивают индикатор одного цвета в виде газонаполненных микрогранул со степенью дисперсности 0,5-0,6 мкм, состоящих из смеси поликонденсационной смолы и органического люминесцирующего вещества, в количестве, рассчитываемом по формуле

M_к = V_кC_к,

где М_к - количество индикатора к-го цвета: голубого или зеленого, или желтого, или красного и т.д., введенного в центральную нагнетательную к-ю скважину, микрогранулы;

V_к - объем закачиваемого газа в центральную нагнетательную к- тую скважину, 10³ м³;

С_к - расход индикатора, вводимого в газ, микрогранулы/10³ м³,

а в период снижения давления до минимальной средневзвешенной по площади величине одновременно отбирают пробы газа из добывающих скважин, расположенных в одном или нескольких эксплуатационных горизонтах, и определяют изменения во времени концентрации индикаторов каждого цвета и объемной скорости газа всех добывающих скважин, находят суммарное количество индикатора каждого цвета, поступившего в каждую добывающую скважину по формуле

M_iк=<C><q> (t_ik⁽²⁾ - t_ik⁽¹⁾,

где М_iк - суммарное количество индикатора к-го цвета, поступившего в каждую i-ю добывающую скважину, при этом i - индивидуальный индекс скважины, микрогранулы;

<С> - средневзвешенная по времени концентрация к-го индикатора в i-й добывающей скважине, микрогранулы/10³ м³

<q> - средневзвешенная по времени объемная скорость добываемого газа i-й скважиной, 10³ м³/сут;

t_ik⁽¹⁾ - время, соответствующее началу снижения давления, сут;

t^ik(2) - время, соответствующее снижению давления до минимальной средневзвешенной по площади величине, сут,

а долю мигрирующего газа определяют из выражения

Д_iк=М_iк/(М_кв),

где Д_iк - доля мигрирующего газа из района к-й центральной нагнетательной скважины в район i-й добывающей скважины, доли единицы;

в - коэффициент, учитывающий потери индикатора при миграции, доли единицы,

строят карты и по величине долей мигрирующего газа выявляют направления внутрипластовых и межпластовых перетоков и оконтуривают газодинамически различные зоны.

В индикаторе голубого цвета используют органическое люминесцентное вещество на основе диксантилена, общей формулы: C₂₆H₁₆O₂, по ТУ 6-09-1964-77, в индикаторе зеленого цвета - флуоресцеин (резорцинфталеин), общей формулы: C₂₀H₁₂O₅, по ТУ 6-09-2464-77 (ТУ 7П35-72), в индикаторе желтого цвета - родамин Ж по ТУ 6-09-2463- 77, в индикаторе красного цвета - родамин 200 В, общей формул: C₂₇H₂₉N₂NaO₇S₂, по ТУ 6-09-07-67-73. В качестве поликонденсационной смолы используют меламино-формальдегидную смолу: мелалит К-79-79 (ВТУ МХП М-733-56) или меламино-мочевиноформальдегидную смолу марки ВЭИ-11 (ВТУ 4107-53 и ТУ МХП М-692-56).

На фиг. 1-3 приведены схемы расположения центральных нагнетательных и добывающих скважин и карты долей мигрирующего газа на примере Степновского ПХГ.

Использование индикаторов нескольких цветов позволяет одновременно проводить закачивание индикаторов в разные скважины и однозначно определять в количественном выражении, из какой центральной нагнетательной скважины мигрировал индикатор. Использование индикатора только одного цвета невозможно (бесперспективно), т. к. приводит к неоднозначности конечных интерпретационных результатов. Закачивание индикатора одного цвета в каждую центральную нагнетательную скважину обусловлено наибольшим охватом фонда исследуемых скважин, что позволяет получить в конечном итоге более адекватную объемную картину миграционных процессов как внутри газонасыщенной части ПХГ в одном горизонте, так и между различными горизонтами.

Седиментационная устойчивость индикатора достигается малым размером и небольшой плотностью газонаполненных микрогранул. На основании опытных данных исходили из условий, что при размере микрогранул менее 1 мкм последние ведут себя как макромолекулы, на динамику которых существенное влияние оказывает броуновское движение.

Применение газонаполненных микрогранул со степенью дисперсности менее 0,5 мкм нецелесообразно по целому ряду причин: невозможность задержания микрогранул на поверхности мелкопористого фильтра для просчитывания под люминесцентным микроскопом; происходит резкое увеличение затрат энергии и времени, что сильно влияет на стоимость индикатора.

Применение газонаполненных микрогранул со степенью дисперсности более 0,6 мкм нецелесообразно ввиду резкого уменьшения седиментационной устойчивости индикатора.

Представленные в заявляемом техническом решении математические формулы выведены с учетом материального баланса индикаторов, вводимых в центральные нагнетательные скважины с последующей фиксацией его остаточных концентраций в продукции добывающих скважин.

По имеющимся источникам информации (патентной документации и научно-технической литературы) не выявлены способы исследования динамических процессов газовой среды по заявляемому нами техническому результату, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения. Заявляемое техническое решение обладает изобретательским уровнем.

Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующим примером:

1. Приготовление газонаполненных микрогранул.

Поликонденсационную смолу: меламино- формальдегидную или меламино-мочевино-формальдегидную (действие в составе идентичное) смешивают с ацетоном и органическим люминесцирующим веществом: или диксантиленом (голубым), или флуоресцеином (зеленым), или родамином Ж (желтым) или родамином 200 В (красным) в соотношении мас.ч., равном 1: 1: 0,1 соответственно, до образования однородной массы. Смесь загружают в камеру прибора ГНФ-1 (конструкция ВНИГНИ) и повышают давление до 0,5 MПa закачиванием водорода. Постоянно перемешивают смесь в течение 2 ч. Затем резко снижают давление до 0,2 МПа и прокачивают воздух до отвердения смолы (24 ч). Полученную твердую массу измельчают на шаровой мельнице (LE-101/1 Венгрия) и просеивают до фракции не более 2 мм. Порошок смешивают с раствором аммиака и анионогенным ПАВ марки "Кристалл" в соотношении мас. ч., равном 1:0,6:0,05 соответственно. Далее производят помол на шаровой мельнице (LE-101/1, Венгрия) до 48 ч, обеспечивая степень дисперсности частиц 0,5-0,6 мкм.

Состав микрогранул, об%:

Водород - 75

Смесь поликонденсационной смолы и органического люминесцирующего вещества - 25

Осредненная плотность микрогранул - 100 кг/м³

Форма микрогранул близка к шарообразной.

2. Исследование динамических процессов газовой среды на Степновском ПХГ.

Степновское ПХГ (Саратовская область) было создано в 1973 г. в двух пластах среднедевонского возраста (Д₂ IV и Д₂ V). В период максимального давления газа по пласту Д₂ IV - 14,60 МПа, Д₂ V - 17,20 МПа, исходя из системы расположения добывающих скважин по площади - четырехточечной неравномерной, выбирают четыре центральные нагнетательные скважины, расположенные в двух эксплуатационных горизонтах: скважины N 1, 2 - пласт Д₂ IV (см. фиг. 1, на которой представлена схема расположения центральных нагнетательных и добывающих скважин, а также карта долей мигрирующего газа по площади пласта Д₂ IV) и скважины N 3,4 - пласт Д₂ V (см. фиг. 2, на которой представлена схема расположения центральных нагнетательных и добывающих скважин, а также карта долей мигрирующего газа по площади пласта Д₂ V). Закачивают в каждую из них индикаторы. В качестве носителя индикаторов используют газ, закачиваемый в ПХГ из магистрального газопровода. Для удобства сведения по каждой центральной нагнетательной скважине представлены в табл. 1.

Количество индикатора каждого цвета одинаково и рассчитывается следующим образом:

например, для скважины N 1

M₁ = 50210¹³ = 1 10¹⁵ микрогранул.

Далее в период снижения давления до минимальной средневзвешенной по площади величине по пласту Д₂ IV - 9,26 МПа, пласту Д₂ V - 10,80 МПа одновременно ежесуточно отбирают пробы газа из добывающих скважин. Для пласта Д₂ IV в течение 120 суток по скважинам N 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, для Д₂ V в течение 150 суток по скважинам N 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19. Для удобства данные о доле мигрирующего газа с индикатором по каждой добывающей скважине сведены в табл. 2.

Пробы газа отбирают, пропуская через мелкопористый фильтр с клейкой поверхностью "Владипор". Объем профильтрованного газа определяют через расход газа, замеренного газовым счетчиком, за определенный промежуток времени. На мелкопористом фильтре проводят количественное определение микрогранул индикатора каждого цвета с помощью люминесцентного микроскопа "Люмам-Р2".

Идентификацию индикаторов проводят по пяти параметрам: 1) цвету микрогранул, 2) форме микрогранул, 3) характеру поверхности микрогранул, 4) интенсивности свечения, 5) размеру микрогранул. В наиболее сложных случаях применяют количественную флюориметрию, реализуемую с помощью люминесцентно-микроскопической насадки ФМЭЛ-1А, при этом, в качестве спектроанализатора используют фотомножитель ФЭУ-79 с набором интерференционных светофильтров СС 15, КС 11, ОС 11, НС 10, ЗС 12, 3С 1, УФС 6-3, УФС 6-5, ФС 1-1, ФС 1-2, ФС 1-4, ФС 1-6, СС 15-2, СС 15-4, С3С 24-4, СЗС 21-2. В качестве источника ультрафиолетового излучения используют ртутную лампу СВДШ-250.

Средневзвешенную по времени концентрацию к-го индикатора в i-й добывающей скважине определяют как



где C_ikj -концентрация к-го индикатора в j-й пробе газа из i-й добывающей скважины, отобранной в момент временит микрогранулы/10³ м³;

t_j - интервал времени, через который производился отбор j- той пробы газа, сут;

N - общее количество отобранных проб газа за промежуток времени (t_iк⁽²⁾ - t_iк⁽¹⁾), шт.

Средневзвешенную по времени объемную скорость добываемого газа i-й скважиной определяют как



где q_i - объемная скорость добываемого газа j-й скважиной в момент времени



Далее приводим необходимые расчеты для определения доли мигрирующего газа выборочно для добывающих скважин N 5, 11, 13, 19, 6.

Скважина N 5

Средневзвешенная по времени концентрация индикатора красного цвета (шифр 1) составит



Средневзвешенная по времени объемная скорость газа равна



Суммарное количество индикатора красного цвета, поступившего в эту скважину, составит

M_5,1 = 2,777 10⁷ 450 120 = 1,5 10¹² микрогранул.

Доля мигрировавшего газа из района скважины N 1 в район скважины N 5 равна

Д_5,1=1,510¹²/(10^-210¹⁵)=0,15.

Скважина N 11

Средневзвешенная по времени концентрация индикатора зеленого цвета (шифр 2) составит



Средневзвешенная по времени объемная скорость газа равна



Суммарное количество индикатора зеленого цвета, поступившего в скважину N 11, составило

М_11,2 = 2,46910⁷270120 = 810¹¹микрогранул.

Доля мигрировавшего газа из района скважины N 2 в район скважины N 11 равна

Д_11,2= 810¹¹/(10^-210¹⁵)=0,08.

Скважина N 13

Средневзвешенная по времени концентрация индикатора желтого цвета (шифр 3) в этой скважине составит



Средневзвешенная по времени объемная скорость газа равна



Суммарное количество индикатора желтого цвета, поступившего в скважину N13, составило

М_13,3 = 3,4110⁶195150 = 10¹¹ микрогранул.

Доля мигрировавшего газа из района скважины N 3 в район скважины N 13 равна

Д_13,3 = 10¹¹/(10^-210¹⁵) = 0,01.

Скважина N 19

Средневзвешенная по времени концентрация индикатора голубого цвета (шифр 4) в этой скважине составит



Средневзвешенная по времени объемная скорость газа равна



Суммарное количество индикатора голубого цвета, поступившего в скважину N 19, составило

M_19,4 = 1,02510⁷390150 = 610¹¹ микрогранул.

Доля мигрированного газа из района скважины N 4 в район скважины N 19 равна

Д_19,4 = 610¹¹/(10^-210¹⁵) = 0,06.

Скважина N 6

Средневзвешенная по времени концентрация индикатора красного цвета (шифр 1) составит



Средневзвешенная по времени объемная скорость газа равна



Суммарное количество индикатора красного цвета (шифр 1), поступившего в район скважины N 6 из района скважины N 1, составило

M_6,1 = 1,54210⁷270120 = 5,010¹¹ микрогранул.

Доля мигрировавшего газа из района скважины N 1 в район скважины N 6 равна

Д_6,1 = 5,010¹¹/(10^-210¹⁵) = 0,05.

Средневзвешенная по времени концентрация индикатора желтого цвета (шифр 3) в этой скважине составит



Средневзвешенная по времени объемная скорость газа равна



Суммарное количество индикатора желтого цвета, поступившего в район скважины N 6 из района скважины N 3, составило

М_6,3 = 3,0 10⁵270120 = 9,7210⁹ микрогранул.

Доля мигрированного газа из района скважины N 3 в район скважины N 6 равна

Д_6,3 = 9,7210⁹/(10^-210¹⁵) = 0,000972 0,001.

Выводы о флюидодинамике пласта Д₂ IV

Индикатор красного цвета зафиксирован в пробах, отобранных из добывающих скважин N 5, 6, и не установлен в пробах, отобранных из близрасположенных добывающих скважин N 7, 8, 9.

Индикатор зеленого цвета зафиксирован в пробах, отобранных из добывающих скважин N 8, 9, 10, 11, и не установлен в пробах, отобранных из добывающих скважин N 5, 6, 7.

По отсутствию в продукции добывающей скважины N 7 индикаторов красного и зеленого цветов можно сделать вывод о том, что район скважины N 7 представляет собой газодинамически изолированную зону I. Так как индикатор красного цвета не выявлен в продукции скважин N 8 и 9 и индикатор зеленого цвета не зафиксирован в продукции добывающих скважин N 5 и 6, можно выделить газодинамически изолированные зоны, включающие II - скважины N 1, 5, 6, III- скважины N 2, 8, 9, 10, 11 (см. фиг. 1).

Выводы о флюидодинамике пласта Д₂ V

Индикатор зеленого цвета зафиксирован в пробах, отобранных из добывающих скважин N 13, 14, 15.

Индикатор желтого цвета не установлен в пробах, отобранных из добывающих скважин N 12, 16, 19, 18, 17.

Индикатор голубого цвета зафиксирован в пробах, отобранных из добывающих скважин N 16, 18, 19, и отсутствует в пробах, отобранных из скважин N 15 и 17.

Отсутствие индикатора желтого цвета в продукции добывающей скважины N 12 позволяет выделить газодинамически изолированную зону I. Газодинамически изолированная зона II может быть выделена в районе скважины N 17 по отсутствию индикатора голубого цвета в продукции скважины. Т.к. индикатор желтого цвета не установлен в продукции добывающих скважин N 16, 19, а индикатор голубого цвета не зафиксирован в продукции добывающих скважин N 15, 13, 14, то можно выделить газодинамически изолированные зоны III - скважины N 4, 16, 18, 19 и IV - скважины N 3, 13, 14, 15 (см. фиг. 2).

На фиг. 3 представлена карта долей мигрирующего газа между пластами Д₂ IV и Д₂ V. Индикаторы красного и зеленого цветов, введенные в пласт Д₂ IV через скважины N 1 и 2, не установлены в продукции добывающих скважин N 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19 (пласт ₂ V). Индикаторы желтого и голубого цветов, введенные в пласт Д₂ V через скважины N 3 и 4, не зафиксированы в продукции добывающих скважин N 5, 7, 8, 9, 10, 11 (пласт Д₂ IV).

Индикатор желтого цвета установлен в продукции добывающей скважины N 6 (пласт Д₂ IV). Таким образом, можно сделать вывод о межпластовых перетоках газа из пласта Д₂ V в пласт Д₂ IV Степновского ПХГ в районе скважин N 3, 6.