WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


 

На правах рукописи

Гридин владимир алексеевич

научно-методическое обоснование

тектонодинамических и техногенных факторов

формирования  природных  резервуаров  УВ

(на примере подземных хранилищ газа ЮФО)

Специальность 25.00.12 – Геология, поиски и разведка

горючих ископаемых

А в т о р е ф е р а т

диссертации на  соискание  ученой  степени

доктора геолого-минералогических наук

Ставрополь-2007

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Северо-Кавказский государственный технический

университет» ( СевКавГТУ)

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук,

профессор Сианисян Эдуард Саркисович

доктор геолого-минералогических наук,

профессор Бочкарев Анатолий Владимирович

доктор геолого-минералогических наук,

Самойленко Юрий Николаевич

Ведущая организация  ООО «Кавказтрансгаз»

Защита состоится «  24 »  октября 2007 г.  на заседании диссертационного совета Д212.245.02 в Северо-Кавказском государственном техническом университете (СевКавГТУ) по адресу 355028, г. Ставрополь, проспект Кулакова, 2.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке СевКавГТУ.

Отзывы в трех экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим направлять ученому секретарю диссертационного совета по указанному адресу.

Автореферат разослан  «  » 2007 года

Ученый секретарь

диссертационного совета  Ю.А.Пуля

Актуальность темы диссертации. Изучение природных систем, к числу которых относятся резервуары УВ, процесс весьма сложный, многостадийный и долговременный. Нефтяная геология со своими традиционными подходами к проблеме оценки емкостно-фильтрационных свойств горных пород опирается на классические представления о закономерностях формирования коллекторов и  размещения скоплений углеводородов в осадочном чехле Земли. Вместе с тем опыт разработки многих известных месторождений УВ (в первую очередь находящихся на заключительной стадии эксплуатации) показывает, что движение флюидов по пласту носит значительно  более сложный характер, нежели это представлялось нам ранее. И связано это в основном с влиянием некоторых процессов, которые ранее мало принимались в расчет. Это, в первую очередь, относится к тектонодинамическим и техногенным факторам. Возникновение в коллекторе дополнительной емкости под действием геодинамических и техногенных сил в значительной степени изменяет механизм фильтрации флюидов в пласте, приводит к неравномерному дренированию продуктивного пласта или преждевременному прорыву контурных вод к забоям эксплуатационных скважин. В настоящее время проблема совершенствования систем разработки путем визуализации внутрипластовых флюидных потоков весьма актуальна для большинства месторождений, находящихся на заключительной стадии разработки. Однако особенная значимость оценки влияния техногенных факторов на продуктивный пласт возникает в процессе эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ), природные резервуары которых в течение длительного времени испытывают знакопеременные нагрузки в циклах закачки и отборов.

Актуальность темы диссертации определяется степенью важности поставленной цели и решаемых в работе задач и направлена на решение конкретной научной проблемы: разработать новые методические приемы для изучения природных резервуаров  с целью повышения производительности работы эксплуатационных скважин  ПХГ и, в целом,  повышению эффективности поисков, разведки и разработки  месторождений УВ.

Работа выполнялась в СевКавГТУ, ГГНИ им. акад. М.Д. Миллионщикова, ОАО «СевКавНИПИгаз».

Цель и задачи исследований. Основная цель работы - оценка изменения фильтрационных свойств резервуара на основе моделирования механизмов формирования, развития и техногенных изменений природных резервуаров.

Для достижения поставленной цели решаются следующие задачи:

- изучение палеотектонических, палеогеографических, литолого-фациальных и тектонодинамических особенностей формирования геоструктурных элементов и природных резервуаров Предкавказья;

- выявление закономерностей строения природных резервуаров ПХГ и детальный  анализ системообразующих характеристик коллектора;

- изучение природных и техногенных факторов формирования природных резервуаров УВ;

- разработка критериев зонирования природных резервуаров по комплексу геолого-промысловых характеристик ПХГ;

- разработка геолого-промысловых моделей природных резервуаров ПХГ на тектонодинамической основе.

Методы исследования. В процессе исследований и решения указанных задач были использованы основные постулаты концепции глобальной тектоники плит, определяющие главенствующую роль геодинамических процессов в формировании  геоструктурных элементов, природных резервуаров и в целом существование геофлюидодинамических систем.

В работе использован комплекс методов геотектоники, петрографии, геофизики и нефтегазовой геологии, включающий детальное изучение истории геологического развития, особенностей структурного плана реперных горизонтов, морфологических характеристик геоструктурных элементов, коллекторских свойств пород и их вещественного состава, пластовых давлений в сочетании  с основными постулатами механики горных пород, тектонофизики и методами  статистического описания объектов. Наряду с традиционными геологическими, применены новые методические подходы для изучения характера неоднородности природных резервуаров и разработки их зонной модели, а также методы математического, физического и компьютерного моделирования.

Научная новизна выполненных исследований. К основным научным результатам можно отнести следующее:

- проведен сравнительный анализ истории формирования геоструктурных элементов Предкавказья, на основании чего выделены зоны фронтальных  очаговых и тыловых дислокаций тектонокомплекса;

- выявлен характер распределения напряжений в массиве природных резервуаров (на примере Кущевского и Северо-Ставропольского ПХГ);

- предложены методические приемы изучения особенностей формирования терригенных резервуаров ЗКП в условиях трансгрессивно-регрессивного режима седиментации и обоснованы терминологические аспекты понятия «бегущая фация»;

- подготовлено методическое и экспериментальное обоснование присутствия в резервуаре «условно закрытого» порового пространства;

- определены критерии и предложены новые методические приемы проведения зонирования природных резервуаров УВ по комплексу геолого-промысловых характеристик, включающие:

1) выявленные закономерности избирательного разрушения коллектора в результате циклической эксплуатации ПХГ;

2) разработанные модели природных резервуаров УВ в ловушках структурного класса;

3) локальные и региональные закономерности формирования газодинамического поля в подземных хранилищах газа.

Составляющими перечисленных основных результатов являются:

- обоснование геотектонического уровня иерархии геологических объектов системы «Земля»;

- установленный характер пространственного положения зон повышенной флюидопроводимости в массиве резервуара;

- разработанная классификация техногенных факторов изменения ЕФС природных резервуаров;

- установленные критерии группирования скважин ПХГ по однородности работы в циклах закачки и отборов.

Теоретическая и практическая значимость полученных результатов определяется их реализацией в научно-исследовательских отчетах НИС Грозненского нефтяного института, СевКавГТУ, ОАО «СевКавНИПИгаз». Рекомендации, представленные в соответствующих отчетах, были использованы при планировании геологоразведочных работ в пределах нефтегазоносных районов Предкавказья в 1989-2006 гг.

Выводы и рекомендации, изложенные в диссертационной работе, приняты к практическому использованию в ООО “Кубаньгазпром” (г.Краснодар), ООО “Кавказтрансгаз” г.Ставрополь), НК Роснефть - Краснодарнефтегаз (г.Краснодар), о чем имеются соответствующие акты внедрения.

Отдельные результаты и новые методические приемы оформлены в виде методических указаний для студентов специальности 08.05 “Геология нефти и газа”  и используются автором в курсах “Теоретические основы поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений”, «Рациональный комплекс поисково-разведочных работ на нефть и газ», “Природные резервуары УВ”, “Геология нефти и газа”.

Апробация работы. В полном объеме результаты диссертационной работы были представлены на заседании кафедры геологии нефти и газа СевКавГТУ.

Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на международных, всероссийских, территориальных и отраслевых совещаниях, конференциях, семинарах: на I-VI конференциях “Циклы природы и общества - цикличность геологических процессов” (Ставрополь, 1995-2003); XI “Губкинские чтения” - “Фундаментальные проблемы нефтегазогеологической науки» (Москва, МИНГ им. Губкина, 1990 г.); конференции преподавателей и сотрудников СевКавГТУ, (Ставрополь, 1995-2002 гг.); конференции  “Тектонические и палеогеоморфологические аспекты нефтегазоносности” (г.Киев, 1996 г.); III региональной конференции “Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону” (г.Ставрополь, 1999 г.); конференциях “Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа” (г.Москва, МГУ, 1998, 1999, 2000 гг.); III международном рабочем совещании “Геодинамическая и экологическая безопасность при освоении месторождений газа, его транспортировки и хранении” (г. С.-Петербург, 2001 г.); международной научно-практической конференции “Газовой отрасли – новые технологии и новая техника” (г.Ставрополь, 2002, 2003, 2004, 2005, 2006 гг.); научно-практической конференции  “Международные и отечественные технологии освоения природных ресурсов” (г.Астрахань, 2002 г.); международной конференции “ВНИИгаз на рубеже веков – наука о газе и газовые технологии” (г.Москва, 2003 г.),  IX, X, XI координационных совещаниях ОАО “Газпром” (г.Астрахань, 2003 г., г.Сочи, 2004, 2006 гг.), XVII Губкинские чтения (г.Москва, РГУ им.Губкина, 2004 г.).

Публикации. Автором опубликовано более 70 научных работ из них по теме диссертации 55. Основное содержание диссертации, выводы и рекомендации опубликованы в 8 ведущих научно-технических рецензируемых изданиях рекомендованных ВАК РФ, представлялись на 15 международных конференциях и совещаниях.

Объекты и предметы исследований. В процессе работы над диссертацией автором проведены исследования емкостно-фильтрационных свойств природных резервуаров УВ на примере ПХГ Северного Кавказа (Северо-Ставропольское и Кущевское).

На основе проведенных палеореконструкций процессов накопления осадочных толщ и механизма формирования пустотного пространства выполнено моделирование резервуаров ПХГ. В качестве объекта в работе рассмотрены тектонокомплексы, природные резервуары, эксплуатационные скважины ПХГ. Основным предметом исследования являются качественные и количественные показатели, определяющие природные и техногенные закономерности формирования и изменения ЕФС резервуара в процессе разработки месторождений и эксплуатации ПХГ.

Фактический материал. В основу диссертации положены материалы, собранные и обработанные лично автором при проведении исследований, выполненных в период с 1986 по 2006 гг. Всего изучено более 250 результатов исследований и испытаний скважин, более 400 анализов керна, механических примесей и твердого остатка из пылеуловителей, сепараторов, шлейфов, проведено сопоставление более 120 временных разрезов, 80 каротажных диаграмм.

В процессе работы над диссертацией автором использованы фондовые материалы ООО «Кавказтрансгаз», ООО «Кубаньгазпром» и других организаций, а также опубликованные сведения о стратиграфическом расчленении, тектоническом строении и геотектоническом развитии территории Предкавказья, геолого-промысловые данные по скважинам ПХГ (Кущевское и Северо-Ставропольское) и разрабатываемых месторождений УВ на территории Ставропольского и Краснодарского краев, результаты сейсморазведочных, аэрокосмических, гравиметрических и других методов исследования отдельных территорий Предкавказья.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения и списка литературы из 217 наименований, изложена на 328 страницах основного текста, в том числе 82  рисунка  и 13 таблиц.

Автором защищаются следующие основные положения.

1 Теоретическое обоснование критериев выделения тектонокомплексов и геотектонического уровня в общей иерархии системных объектов осадочного чехла и зональная типизация структур в зависимости от пространственного положения в пределах тектонокомплекса.

2 Научно-методическое обоснование и классификация техногенных факторов, влияющих на изменение емкостно-фильтрационных свойств природных резервуаров.

3 Тоннельно-фильтрационная модель коллектора, а также локальные и региональные закономерности формирование единого газодинамического поля в природном резервуаре УВ.

4 Теоретические основы, принципы и методические приемы зонирования природных резервуаров УВ по комплексу геолого-промысловых характеристик.

В процессе работы в разные годы автор ощущал поддержку ректора СевКавГТУ д.х.н., профессора Б.М.Синельникова, д.т.н., профессора К.М. Тагирова, за что выражает им искреннюю признательность.

Автор с благодарностью и уважением вспоминает своих учителей и в последующем коллег по Грозненскому нефтяному институту - д.г-м.н., профессора Ю.А.Стерленко, д.г-м.н., профессора Б.К.Лотиева, д.г-м.н., профессора П.П.Забаринского, д.г-м.н., профессора С.С.Итенберга, д.г-м.н., профессора Ю.П.Смирнова, к.г-м.н., доцента Ш.С.Абрамова, д.г-м.н. В.П.Ильченко, к.г-м.н., доцента Б.Г.Васина, которые привили ему уважение к науке вообще и к геологии в частности.

Неоценимую роль при подготовке диссертации оказало участие автора в работе научных конференций, семинарах, координационных совещаниях и общение на этих форумах с учеными и специалистами - д.т.н., профессором С.Н.Бузиновым,
д.т.н., профессором К.С.Басниевым, д.т.н., профессором Р.Г.Тер-Саркисовым,
д.г-м.н., профессором А.А.Бакировым, д.г-м.н., профессором А.К Мальцевой,
д.г-м.н., профессором Б.А.Соколовым, д.г-м.н., профессором Ю.К.Бурлиным,
д.г-м.н., профессором Н.И.Ворониным, д.г-м.н., профессором В.И.Попковым,
д.г-м.н. И.Б.Дальяном. Это во многом определило направление научных интересов автора.

Автор глубоко признателен руководителям геологических и технологических служб ОАО «Газпром» и его дочерних обществ - С.М.Карнаухову, В.С.Коваленко, В.С.Парасыне,  к.г-м.н. В.П.Колесниченко, к.г-м.н К.А.Сабанаеву, А.К.Токману,
к.г-м.н, В.А.Захарчуку, к.т.н А.Е.Арутюнову, к.т.н В.И.Шамшину, В.Ю.Холодилову, Л.В.Шалбузовой, а также сотрудникам кафедры геологии нефти и газа СевКавГТУ и отдела геологии СевКавНИПИгаз за поддержку, полезное обсуждение результатов работ, конструктивную критику.

Автор выражает благодарность за неоценимую помощь и советы  своим коллегам, друзьям, соавторам - д.г-м.н., профессору М.Н..Смирновой, д.г-м.н. С.А.Варягову,
д.ф-м.н., профессору И.А.Керимову, д.г-м.н. Б.Г.Вобликову, д.г-м.н. Н.А.Касьяновой, д.г-м.н. И.В.Истратову, д.т.н. В.А.Позднякову, д.т.н. В.И.Нифантову, д.т.н. В.Г.Гераськину, к.г-м.н., доценту З.В.Стерленко, к.г-м.н., доценту Г.Н.Прозоровой, к.г-м.н., доценту Ю.А.Мосякину, к.г-м.н., доценту И.Г.Сазонову, к.г-м.н, доценту В.М.Бражнику,
к.г-м.н., доценту В.В.Чуприну, к.т.н., доценту Ю.А.Пуле, к.т.н., доценту Ю.А.Воропаеву, к.э.н., В.Р.Гаспаряну,  к.г-м.н. В.Г.Вершовскому, к.г-м.н. Ю.В.Терновому,
к.г-м.н М.П.Голованову, к.г-м.н. П.В.Бигуну, к.г-м.н. В.В.Дроздову, А.А.Темирову, к.т.н., доценту В.Е.Дубенко, к.г-м.н., доценту Ш.Ш.Заурбекову, к.г-м.н., доценту З.Х.Моллаеву, к.г-м.н., доценту Л.И.Оздоевой, к.г-м.н., доценту В.М.Андрееву,
доценту Г.Д.Буторину, к.т.н., доценту А.И.Масленникову, к.т.н. Л.А.Ильченко,
к.г-м.н. Н.К.Никитину, к.г-м.н., доценту Н.В.Ереминой к.т.н., доценту В.И.Беленко, к.т.н В.В.Киселеву, к.т.н., доценту В.Т.Боярчуку, к.г-м.н., доценту Н.Ш.Яндарбиеву,  к.г-м.н., доценту А.А.Ярошенко.

Содержание работы

Глава 1 Особенности формирования  природных резервуаров на фоне
геотектонического развития геоструктурных элементов Предкавказья

1.1 Геотектоническая система и тектонокомплексы осадочного чехла

В первом разделе главы сделаны некоторые научные обобщения, позволившие автору подготовить системную базу для  проведения исследований, направленных на уточнение пространственно-временной характеристике основных геоструктурных элементов Предкавказья

Дифференцированность осадочного чехла Предкавказья во многом обусловлена историей геологического развития и сложной системой сопряжения разноранговых тектонических комплексов.

Выделяя тектонокомплекс, мы не отождествляем его с какими-то стратиграфическими единицами земной коры, а представляем его как морфоструктурный элемент, существующий объективно в данном пространственно-временном континууме.

Обособляя тектонокомплексы, изучая механизм их формирования и историю развития, многие ученые сходятся во мнении, что их образование связано с периодами тектономагматической активизации. Еще Дж.Холл (Hall, 1859) установил связь между толщиной осадочного чехла и зонами складчатости. Ряд ученых - А.П.Карпинский, А.А. Богданов, Ю.А. Косыгин, А.В. Пейве, А.Б. Ронов, Н.С. Шатский, Г.Штилле, Н.П. Херасков, А.Д. Архангельский, Б.А. Соколов, В.А. Николаев, В.Е. Холн, О.А. Вотах, Ю.А.Стерленко  в своих работах неоднократно указывали на цикличность тектонических процессов, закономерную приуроченность тектонической этажности осадочного чехла к фазам складчатости. Вместе с тем,  развитие пликативных и дизъюнктивных дислокаций может проходить и без проявления активных региональных тектонических движений. Именно так формируются структуры (складки) гравитационного  уплотнения, конседиментационные складки и другие, причем структуры такого типа могут не телескопироваться, т.е. развиваться не во всем разрезе осадочного чехла или тектонического этажа, а в отдельно взятой литологической толще.

Геологическая структура, по мнению ряда ученых (Боголепов 1970, Косыгин, 1974), представляет собой пространственное соотношение между геологическими телами. Вместе с тем соотношение это, по сути, связь между отдельными структурами. В начале прошлого века было высказано более упрощенное понимание этого термина: «любая форма залегания горных пород» (М.М. Тятяев, 1934). Однако здесь, на наш взгляд, в большей степени делается упор на морфологические особенности объекта, нежели чем на его внутреннее содержание.

Вотах О.А (1976) считает, что понятие “структура” включает в себя три составных части: во-первых, это совокупность элементов, объединенная по характеру пространственного расположения; во-вторых, наличие системы, объединяющей эти элементы в некое целое; в-третьих, существование устойчивых связей между элементами в системе.

Анализируя последовательный иерархический ряд элементов геологической системы, вернее его часть, можно сделать вывод о том, что в основе его разделения лежит закон количественных и качественных преобразований.

Каждый из названных элементов обладает собственной структурой и, в свою очередь, является структурным элементом структуры более высокого ранга. В какой-то степени усложняющим, но, на наш взгляд, вполне оправданным, является стремление некоторых авторов выделить как особый объект тектоническую структуру (ТС). Говоря о тектонической структуре, мы в большинстве случаев имеем в виду некоторый геологический  объект, генезис или морфологические особенности которого на любом временном отрезке его развития могут быть представлены как результат воздействия определенных тектонических сил. То есть тектоническая структура - это геологическое тело, которое в данный момент характеризуется определенной морфологической и пространственной выраженностью в геологической среде. Подчеркивая временную составляющую, мы тем самым вновь подтверждаем, что любая система непрерывно видоизменяется.

Временные преобразования могут быть, как это уже не раз подчеркивалось,  эволюционными и революционными. В ходе эволюционных преобразований, а это десятки, а иногда и сотни миллионов лет, геологическая структура может видоизменяться, но сохранять свою индивидуальность и целостность. А под революционными понимаются изменения, в результате которых рождается новая структура.

Исходя из этого, рассматривая тот или иной геологический объект как геологическую или тектоническую структуру, необходимо понимать, что ее современная морфологическая и вещественная выраженность отражают  определенный пространственно-временной континуум. Поэтому вполне справедливо было бы к названию геологического объекта добавлять "динамический". Например: тектонодинамический комплекс, тектонодинамический ярус, этаж и т.д. Развивая эту мысль, мы приходим к выводу, что любые нарушения горизонтального залегания осадочного комплекса есть следствие воздействия внешних и внутренних геодинамических сил, причем внутреннее поле напряжений по многообразию формируемых структур, несомненно, доминирует.

Таким образом, любая литологическая толща, обладающая собственным полем напряжений, должна рассматриваться как тектонодинамический комплекс (ярус, свита, горизонт, пласт и др.).

1.2 Геодинамические закономерности формирования Кавказского сектора

Альпийского складчатого пояса и его северного обрамления

Настоящий раздел в значительной степени представляет собой обзор состоявшихся на сегодня представлений на историю геологического развития Кавказского сектора Альпийского горно-складчатого пояса. Этот обзор подготовлен в основном по опубликованным работам Н.В.Короновского, М.Г.Ломизе, Д.И.Панова, А.А.Дмитриевского, М.Л.Коппа, Г.И.Баранова, В.П.Гаврилова, С.И.Дотдуева, Е.Е.Милановского, И.А.Воскресенского, В.И.Попкова, В.Е.Хаина и других ученых с некоторыми комментариями автора.

Необходимость такого реферативного труда вызвана тем, что для решения поставленных задач необходима концептуальная и методологическая база, позволяющая определиться с наиболее общими закономерностями геотектонического строения и геодинамического развития исследуемой территории.

Проблемы генезиса, истории геодинамического развития, а также новейшей и современной тектонодинамики Скифской платформы на сегодняшний день не имеют однозначного решения.

В последние два десятилетия наибольшее распространение получила геодинамическая модель, основанная на положениях концепции неомобилизма.

Основы модели, согласно которым Большой Кавказ представляет собой систему пакетов и пластин, разделенных региональными надвиговыми системами, местами переходящими в покровы, и надвинутыми в основном с севера на юг, были разработаны в 20-30-х годах В.П.Ренгартеном, К.И.Богдановичем, Л.А.Варданянцем, Н.Б.Вассоевичем, А.П.Герасимовым, Б.М.Келлером, Н.С.Шатским, И.О.Бродом и др.

По данным Г.И. Баранова, в доверхнепалеозойской структуре Большого Кавказа выделяются блоки и микроплиты, сложенные метаморфизованными протерозойскими структурно-вещественными комплексами (Центрально-Кавказская, Предкавказская, Бечасынская, погребенная Восточно-Кавказская микроплиты).

По мнению Н.В. Короновского, начало коллизии, т.е. непосредственного контакта континентальных масс Африкано-Аравийской и Евразийской литосферных плит, следует относить на севере Кавказского сектора Альпийского складчатого пояса ко второй половине позднего мела.

В региональном плане территория коллизионной области и Скифской плиты характеризуется общей кинематикой движений, обусловленной столкно­вением плит и действием Аравийского индентора, в ней выделяются три главных домена, каждый из которых играл особую роль: Аравийская плита, Альпийский коллизионный пояс (Кавказ и другие тектонические единицы), Скифская плита.

1.3 Характеристика новейших и современных региональных полей

тектонических напряжений

Современная сетка разрывных нарушений начала формироваться с позднего миоцена, т.е. в позднеколлизионной стадии в условиях субмеридионального сжатия.  В действующем поле напряжений возникли главные субширотные зоны надвигов, ограничивающие с юга Большой Кавказ и с севера Малый Кавказ, вергентность в которых направлена в сторону Закавказского микроконтинента. Расцветаев Л.М на основании структурно-парагенетического анализа тектонических трещин, разрывов и зон концентрации деформаций выявил поля напряжений различного ранга, действовавшие на Большом Кавказе в течение альпийского тектонического цикла. Наиболее общее для всего Кавказа поле тектонических напряжений - субмеридиональное тангенциальное сжатие.

Описанная тектоническая зональность Большого Кавказа, и с учетом известной зональности тектонических элементов Скифской плиты, показывают, что общее региональное субмеридиональное сжатие реализуется в разнородных структурных элементах по-разному. Каждая структура обладает присущим только ей рисунком осей максимально­го горизонтального сжатия (растяжения). Отсюда следует, что деформация в коре и, в том числе, в геологическом пространстве осадочного чехла развивается за счет дифференцированных движений отдельных блоков и пластин, подчиняющихся, с одной стороны, общей тенденции, с другой - обладающих некоторой кинематической автономностью, в том числе, наряду с другими факторами, в зависимости от неоднородностей геологического субстрата.

1.4 Тектонодинамические особенности формирования геоструктурных

элементов Предкавказья

Исследованиями И.О.Брода (1958), В.В.Белоусова (1937), В.Е.Хаина (1953), М.С.Бурштара (1960), Н.А.Крылова (1963), Б.А.Соколова (1972), А.И.Летавина (1972), Ю.А.Стерленко (1974) и многих других ученых и специалистов достаточно детально изучена история развития региона, выделены и описаны крупные тектонические элементы.

Территория Предкавказья представляет собой сложную мозаику разноранговых тектонических элементов, сопряженных между собой системой глубинных разломов, имеющих в основном субширотную ориентировку. На наш взгляд, геодинамические силы имеют весьма сложную ориентировку, и само геодинамическое поле напряжений при любом изменении своего квазистационарного состояния в том или ином направлении неизбежно возбуждает как продольные, так и поперечные колебания и приводящие к соответствующим изменениям структуры поля. Революционному процессу перестройки структуры предшествует эволюционный этап перераспределения и накопления напряжений. Причем возрастание напряженного состояния в осадочном чехле идет параллельно с литификацией горных пород и может распространяться во всем осадочном чехле и фундаменте, или их части, в объеме отдельного тектонического блока или тектонического яруса.

Известно, что в передовых прогибах, в их бортовых зонах, сопряженных со складчатыми областями, формируются линейно вытянутые антиклинальные зоны - передовая складчатость (Терская, Сунженская в Терско-Каспийском передовом прогибе, Анастасьево-Троицкая в Западно-Кубанском прогибе), представляющие собой сильно дислоцированные структуры, образование которых обусловлено орогенезом прилегающих складчатых областей. По комплексу проведенных исследований мы назвали эти зоны зонами фронтальных дислокаций.

Как известно, в однородном материале напряжения могут распространяться равномерно. В противном случае, если материал неоднороден, возникают концентры напряжений, число которых тем больше, чем выше неоднородность объекта. Но объем горных пород осадочного чехла в пределах геоблока или тектонокомплекса это как раз образец по сути бесконечной неоднородности как по вертикали, так и по его площади. И дело здесь не только в различной литологии горных пород, а скорее в степени их литификации (компетенции), метаморфизме, мощности и др.

На наш взгляд, в условиях всестороннего сжатия, в объеме отдельного тектонокомплекса или структурно-формационного этажа могут формироваться такие концентры, представляющие собой «зародыши» структур. Такой тип структур по закономерностям пространственного положения и геологического развития можно назвать очаговым.

Исходя из того, что нами выделены зоны фронтальных дислокаций, представляющие собой передовую складчатость тектонокомплекса, который одной (двумя) из своих сторон обращен к источнику возникновения напряжений, видимо, должны существовать и тыловые участки, т.е. зоны тыловых дислокаций.

Такой тип дислокаций, видимо, развит на противоположных бортах тектонокомплекса, в зоне сопряжения с платформой. В качестве примера можно привести ряд пограничных структур северного борта Западно-Кубанского и Терско-Каспийского прогибов в зоне сочленения с Тимашевской и Ногайской ступенями соответственно.

Таким образом, исходя из пространственного положения структурных осложнений и их морфологических особенностей, автором сделано заключение о наличии как минимум трех структурно-тектонических зон в пределах тектонокомплекса: фронтальных, очаговых и тыловых деформаций. В вертикальном разрезе зоны деформаций могут осложнять один или несколько тектонических ярусов или этажей, маркируя участки концентрации напряжений осадочного чехла в соответствующие геотектонические этапы развития территории.

Глава 2  Закономерности формирования и распространения терригенных

резервуаров (на примере Северо-Ставропольского и Кущевского ПХГ)

    1. Формирование терригенных резервуаров в условиях трансгрессивно-

регрессивного режима седиментации

Большинство методов изучения резервуаров нефти и газа базируются на изучении литологических особенностей коллекторов и флюидоупоров.

Оценка неоднородности пласта - это сложный и трудоемкий процесс, где наряду с естественными (природными) или объективными факторами существуют чисто субъективные или технологические, например: технология отбора образцов в скважинах; различный класс геофизических приборов и т.д. В связи с этим важно определить некоторые методологические подходы к изучению резервуаров и оценки их неоднородности.

В первую очередь необходимо понимать, что формирование резервуара это, естественный, исторический процесс, проходящий в полном соответствии с основными законами геологии. Основным методом изучения механизма формирования резервуара, безусловно, является фациальный анализ, опирающийся на закон корреляции фаций Головкинского-Вальтера.

Фундаментальным выводом этого закона является заключение о том, что в вертикальном разрезе осадочной толщи друг над другом отлагаются осадки, образующиеся рядом на поверхности литосферы или на дне бассейна седиментации.

В приложении к истории развития бассейна седиментации фация по временной шкале - это, по сути, микроцикл, в течение которого сформировался фациальный проциклит. Границы циклитов определены законом количественных и качественных переходов. Детальная корреляция разрезов скважин нередко вызывает определенные затруднения, а иногда приводит к ошибочным выводам, поэтому автором предложены новые методические приемы, определяющие возможность проведения корреляции. Эта методика была апробирована на караган-чокракских резервуарах северного  борта  Западно-Кубанского  прогиба.

По данным Т.Н.Пинчук (2003 г.)  было установлено, что пачки нижней части чокрака, (VIII-V) соответствуют трансгрессивной, а пачки (IV-III) – стабильной стадиям осадконаконакопления. Пачки верхнего чокрака-карагана (II-I) характеризуют трансгрессивную стадию. В глинах перед трансгрессивными пачками найдена переотложенная фауна из нижележащих отложений. Проведенный нами детальный литофациальный анализ позволил установить, что значительная фациальная изменчивость караган-чокракских отложений обусловлена, с одной стороны, описанными этапами и микроциклами (в вертикальном разрезе), а с другой - целой серией разрывных дислокаций сбросового типа, которые создали блочный эффект непрерывной толщи из элементов, залегающих в пределах одного глубинного интервала, но представляющих собой разновозрастные фрагменты близких по составу литологических толщ.

Исходя из того, что любое изменение границ бассейна седиментации неизбежно сопровождается смещением его фациальных зон, нами было сделано заключение, что в условиях трансгрессивно-регрессивного режима седиментации формируется периодически сдвигающийся комплекс отложений названный нами «бегущей фацией».

Последовательное приращение осадочного материала к уже ранее накопившемуся в изучаемых разрезах скважин создает эффект непрерывной толщи. Однако механизм формирования такой толщи предопределяет латеральную неоднородность, обусловленную не сменой фациальных зон бассейна, а разным временем седиментации отдельных породных масс. В связи с этим традиционная корреляция разрезов скважин, вскрывших такую толщу, будет ложной. В этом случае правомерным будет выделение отдельных блоков или зон пласта, обломочный материал которого накопился в данной фациальной зоне за определенный промежуток времени. Цикличность фаз трансгрессии и их закономерная смена регрессией предопределяют наличие в пласте зон прилегания или швов сопряжения, представляющих собой сложно картируемые границы между двумя блоками пласта с различной степенью литификации.

2.2 Геологическое строение и характеристика природных резервуаров

Северо-Ставропольское поднятие, разбуренное большим количеством эксплуатационных скважин, по подошве палеогеновых отложений представляет собой антиклинальную структуру северо-восточного простирания с широким сводом и пологими (до 1о) крыльями. Юго-восточная часть структуры осложнена Пелагиадинским выступом. Размеры поднятия по замкнутой изогипсе минус 570 м составляют 23 х 16 км. Амплитуда структуры около 125 м.

Отложения зеленой свиты, вскрытые многочисленными скважинами, охарактеризованы по результатам исследования керна и интерпретации материалов геофизических исследований скважин (ГИС). Свита имеет четко выраженное двучленное строение.

Высокая степень анизотропности резервуара, как по вертикали, так и по площади распространения позволяет предполагать наличие в пласте сложной системы пустот. Характерной особенностью, как первого, так и второго пласта является то, что присводовая зона фиксируется по относительно невысоким значениям пористости, тогда как вся северо-восточная часть, западное и южное обрамления свода это дугообразная зона повышенной пористости. Причем и в первом, и во втором пласте участки повышенных значений пористости и даже фрагменты их границ совпадают полностью. Учитывая тот факт, что седиментационная обстановка палеобассейна от времени накопления второго пласта до первого существенно менялась, т.е. проявлялся трансгрессивный этап развития территории и накопление α пласта, можно предположить, что формирование пустотного пространства в этих пластах обусловлено не столько седиментационными факторами, а скорее последующими вторичными процессами.

Резервуар подземного хранилища был создан на истощенной газовой залежи Северо-Ставропольского месторождения, приуроченной к песчано-алевролитовой пачке мощностью около 100 м, с максимальной высотой залежи 41 м. По своим параметрам залежь является пластовой, сводовой, водоплавающей. После создания ПХГ в течение 20 циклов проводилось наращивание эффективного объема газа в хранилище.

Кущевская площадь расположена на севере Краснодарского края в 200 км к северу от г.Краснодара. Структура была выявлена сейсморазведкой в 1952 году. Скважины-первооткрывательницы - К-29 и К-30 пробурены в 1958 году, в 1962 году месторождение введено в разработку. В геологическом строении месторождения принимают участие докембрийский комплекс пород, а также меловые, палеогеновые и неогеновые отложения. Кущевское поднятие представляет собой асимметричную брахиантиклинальную приразломную складку с резким падением пластов на северной и восточной (до 30) и пологим их залеганием на южной и западной (1,5-2) периклиналях. Амплитуда складки около 220 м, размеры 7,5 х 5 км. По данным анализа толщин и палеоструктурных реконструкций заложение Кущевского разлома и одноименной складки датируется концом раннего - началом позднего мела.

На Кущевском газоконденсатном месторождении (ГКМ) продуктивными являлись отложения альбского яруса нижнего мела, где было выделено четыре газоносные пачки (Iα, I, II и III), и кора выветривания докембрия. Размеры залежи по Iα пачке соответствуют размерам складки. По нижележащим отложениям высота и площадь залежи уменьшаются. Продуктивная часть разреза представлена чередованием алевролитов, песчаников и глин. Пласты-коллекторы резервуара Кущеского ПХГ присутствуют как в пределах всего начального контура газоносности ГКМ, так и в ближайших скважинах за его пределами.

2.3 Палеогидродинамические особенности формирования резервуаров

Анализ имеющегося фактического материала по отложениям зеленой свиты Северо-Ставропольского и Кущевского ПХГ позволил произвести приблизительную реконструкцию условий осадконакопления рассматриваемых отложений.

Породы-коллекторы резервуара состоят в основном из зерен алевритовой размерности (0,1 - 0,01 мм). Встречаются образцы, состоящие из зерен мелкозернистой псаммитовой фракции (0,25 - 0,1 мм). Отмечены сильно глинистые алевролиты и песчаники. Цемент породы в основном глинистый.

Исходя из результатов гранулометрического анализа обломочного материала, слагающего резервуар зеленой свиты, можно сделать некоторые выводы:

- накопление обломочного материала, слагающего резервуары, происходило в условиях прибрежной и шельфовой зоны мелководного моря;

- закономерные смены фациальных обстановок во время формирования предопределили вертикальную и латеральную неоднородность резервуара, значения матричной емкости которого позволяют отнести коллектор к 3 - 4 классу;

- в результате осаждения материала в указанных выше условиях сформировались породы, представленные обломками в основном крупнозернистой алевритовой размерности с некоторой примесью псаммитового и пелитового материала, наличие последнего приводит к образованию зон повышенной глинистости и пониженных коллекторских свойств, что способствует формированию неоднородного коллектора;

- степень отсортированности пород изменяется по разрезу и по площади незначительно, тем не менее, можно говорить о наличии участков, различающихся по степени отсортированности, что увеличивает неоднородность природных резервуаров;

- результаты гидродинамических и трассерных исследований показывают, что в коллекторах имеются участки пласта, обладающие более высокими значениями пористости и проницаемости, что может быть объяснено вторичными природными и техногенными процессами формирования пустотного пространства в резервуаре.

Сделаны некоторые заключения и по результатам исследований резервуара Кущевского ПХГ:

- осадочная толща, слагающая резервуар, накопилась в условиях трансгрессивно-регрессивного режима седиментации;

- пласт-коллектор, в кровле и подошве ограниченный глинистыми отложениями, имеет две переходные зоны: от чистых глин до песчаника, и наоборот;

- в разрезе резервуара наряду с плотными разностями встречены слабосцементированные алевролиты и песчаники;

- отмечаются значительные изменения количества и вещественного состава цемента по площади и разрезу;

- в процессе литификации каолинит-гидрослюдистый цемент терял свою пластичность и приобретал свойства компетентной горной породы, склонной к растрескиванию под действием тектонических напряжений.

Глава 3  Геодинамические  факторы,  определяющие  изменения

емкостно-фильтрационных свойств природных  резервуаров

3.1 Тектонодинамические критерии формирования природных резервуаров

Детальный анализ результатов площадной интерполяции значений проницаемости на ряде хорошо изученных бурением структур показывает, что в формировании колебаний проницаемости коллекторов доминирующим фактором являются периодические (импульсные) возмущения напряженности тектонических полей напряжений, приводящие к вторичному изменению коллекторских свойств пород.

Очевидно, что величина деформаций зависит от энергии тектонодинамических процессов, формирующих структуру геологических тел. В одном случае эти процессы приводят к образованию или существенному росту складок и разломов, в другом, при меньшей тектонической активности, недостаточной для заметного дислоцирования значительных массивов горных пород, происходит растрескивание или дилатансионное разуплотнение пород без существенного увеличения их объема. Перераспределение напряжений, их активизация или затухание приводит к деформациям пласта, а в последующем - к образованию микроразрывов без смещения или со смещением и формированию зон повышенной проницаемости (флюидопроводимости) коллекторов. Петрофизически эти зоны представлены сложной внутрирезервуарной сетью каналов - фильтрационных тоннелей. Существование подобных тоннелей подтверждается публикуемыми результатами гидродинамических и газодинамических исследований на газовых и нефтяных месторождениях. По этим данным скорость прохождения флюида в гранулярных терригенных коллекторах может до 200 раз превышать расчетные, сделанные на основе проницаемости, определенной по керну.

3.2 Тоннельно-фильтрационная модель коллектора

Проведенные комплексные гидродинамические и трассерные исследования на ряде месторождений и ПХГ показывают, что на отдельных направлениях между пробуренными скважинами в пласте существуют участки, напоминающее тоннели с аномально высокими значениями проницаемости. Скорость фильтрации в них на порядок больше, чем в остальной части продуктивной толщи.

Мы пришли к заключению, что в коллекторе существует сложная система фильтрационных каналов-тоннелей с повышенными значениями проницаемости, благодаря которым осуществляется дренирование пласта добывающими скважинами. После прекращения активного воздействия главных тангенциальных напряжений в массиве резервуара формируются явно выраженные разрывные дислокации в виде трещин скола или отрыва и мелких разрывов, а также завуалированные дилатансионные полосовидные трассы. Внедряющиеся в пласт химически активные подземные флюиды, мигрируя по зонам повышенной трещиноватости, за счет процессов выщелачивания и растворения, "промывают" их, образуя фильтрационные тоннели (рисунок 1).

Под фильтрационными тоннелями мы понимаем сложную древовидную пластовую систему высокопроницаемых каналов, формирование которых обусловлено сово-купностью диагенетических, постдиагенетических и техногенных процессов.

Глава 4 Техногенные факторы, влияющие на емкостно-фильтрационные

свойства природных  резервуаров

4.1 Классификация техногенных факторов изменения ЕФС

природных резервуаров

Исходя из анализа системообразующих факторов природно-техногенной системы «природный резервуар», можно предположить, что в формировании его емкости  доминирующее значение имеют следующие факторы: седиментогенные, тектоногенные, техногенные.

Как это не раз уже подчеркивалось, залежь УВ представляет собой сложную энергетическую систему, находящуюся в течение длительного геологического времени в состоянии квазистационарного равновесия (рисунок 2). Формирование залежи - процесс долговременный и многостадийный. Эти процессы, в свою очередь, протекают на фоне периодической тектонической активизации, литификации пород, гидрогеологической эволюции бассейнов. Поэтому попытка рассмотрения того или иного процесса в отрыве от общей направленности развития геологической системы (или ее части) совершенно некорректна и зачастую приводит к неверным выводам и предположениям.

Рассматривая объект  «залежь» с точки зрения анализа ее системообразующих факторов, можно предположить, что интересующую нас систему контролирует ряд системообразующих факторов: энергия геодинамического поля напряжений Земли или отдельно взятого тектонокомплекса (Eз); энергия матрицы резервуара (Ем); энергия водонапорной системы (Ев); энергия насыщающего флюида (Еф). Конечно, таких факторов может быть значительно больше, но вышеперечисленные, видимо, обеспечивают макроуровень пространственно-временного положения залежи.

Эволюционные изменения численных значений одной из энергетических ординат непрерывно (в масштабах геологического времени) нивелируются компенсационными поправками по другим. Система «природный резервуар» и система «залежь» за время эволюционного развития достигли равновесного состояния, т.е. ее энергетические составляющие (энергия напряженной матрицы породы, энергия пластового флюида и др.), определяющие пластовую энергию (пластовое давление), находятся в весьма хрупком равновесии.

Компенсационное пластовое равновесие, достигнутое в ходе эволюционного периода, нарушается бурением первых поисковых и разведочных скважин, забои которых становятся точками локальной разрядки напряженности окружающей матрицы пласта. Наступает период проявления внутрипластовых сил  техногенного генезиса. Под техногенными мы понимаем группу факторов, влияющих на изменение ФЕС резервуара и проявляющихся с момента открытия залежи УВ (вскрытие продуктивного пласта бурением) до окончания разработки.

Существование этих факторов в настоящее время у большинства исследователей не вызывает сомнений, однако рассматриваются они в отрыве друг от друга и, что, пожалуй, самое главное - без изучения механизма их проявления. Классифицируя эти факторы, необходимо остановиться на причинах возникновения и проявления некоторых процессов, оказывающих влияние на изменение ЕФС коллектора (таблица 1).

Особое место занимают факторы, определяющие изменение ЕФС в резервуарах ПХГ. Здесь, кроме перечисленных, существенное влияние оказывает скоротечный (в течение 5-6 месяцев) механизм «формирования залежи» и ее разработки в циклах закачки и отборов газа. Большинство из перечисленных факторов в той или иной степени изучены, определены критерии применимости различных методов, обобщены опыт и результаты их использования в целях повышения эффективности разработки залежи и эксплуатации ПХГ.

4.2 Изменение ФЕС природного резервуара при вскрытии и испытании

продуктивного пласта

Рассматривая природный резервуар (продуктивный пласт) как единую систему, необходимо признать, что после бурения первых (и последующих) скважин полноправными элементами  этой системы становятся сама скважина, околоскважинная и межскважинная зоны. Известно, что большинство технологических операций, проводимых на этапе строительства скважины, в той или иной степени способствуют ухудшению начальных ЕФС коллектора. Изменение фильтрационных параметров происходит в процессе бурения, цементажа, вскрытия пласта перфорацией и др.

В результате вскрытия в призабойной зоне формируется объемная роза деформаций, которая проявляется в виде изменений структуры порового пространства, образования зон разуплотнения, трещин растяжения или скола, зона распространения которых может исчисляться несколькими сантиметрами или десятками, а иногда и сотнями метров вокруг скважины. В каждой последующей скважине, вскрывшей резервуар, будет формироваться описанная зона деформаций, которая в значительной степени определяет размеры зарождающейся депрессионной воронки вокруг скважины и, в целом, морфологию дренажной системы резервуара.

Ее пространственная конфигурация и глубина структурных преобразований коллектора обусловлена остаточным энергетическим потенциалом залежи, конкретным местоположением скважин, их привязкой к той или иной тектонодинамической зоне резервуара и степенью литолого-фациальной неоднородности этой зоны.

Несомненно, что локальные изменения структуры поля напряжений вызовут перераспределение напряжений во всей системе «залежь» и приведут к «разрастанию» первичных трещин и образованию сложной древовидной сети фильтрационных тоннелей. Последующая фильтрация флюида к забоям скважин развивает дренажную систему, которая была в значительной степени обусловлена первичной «розой» деформаций.

Доказано, что по мере углубления скважин под действием осевой нагрузки и

Т а б л и ц а 1 -  Классификация техногенных факторов определяющих изменение ФЕС природного резервуара

Факторы

Возникающие

причины

следствие

Первичного  вскрытия резервуара

Геодинамического поля напряжений

разрядка напряжений

снижение поровых давлений

- деформации в ПЗП

-изменение кругового сечения ствола скважины, перераспределение матричных напряжений, ослабление межзерновых связей

Механического воздействие долота

осевая нагрузка, боковое скалывание

магистральные и радиальные трещины

Гидравлические силы:

промывочной системы

тампонажной системы

-проникновение фильтрата бур.р-ра в  пласт

- кольматация

- репрессия и депрессия при спуско-подъемных операциях

- значительная репрессия, увеличение поровых давлений в ПЗП

набухание глинистых минералов (снижение проницаемости), микрогидроразрывы, удлинение трещин (образование трещинной емкости)

Вскрытие, опробование и освоение резервуара

Вскрытие перфорацией

пробой колонны, цементного кольца и части ПЗП

образование каналов и оперяющих трещин

Вызов притока и опытно-промышленная эксплуатация

депрессия (иногда очень значительная)

разрушение глинистого цемента, отрыв мелкоалевритовой фракции от матрицы. Увеличение диаметра перфорационных каналов

Разработка 
залежи  и  эксплуатация  ПХГ

Разработка  залежи

Падение пластового давления.

Внедрение пластовых вод, аутигенное минералообразование, компенсационный  геодинамический стресс, формирование дренажной системы скважин

Изменение энергетического баланса,  перераспределение напряжений в матрице коллектора. Набухание глинистых минералов в зоне заводнения, разрушение и вынос глинистого цемента по зонам повышенной проводимости  - фильтрационным тоннелям

вооружения долота происходит непрерывное образование в разбуриваемой породе макро- и микротрещин. Формирование трещин осуществляется в двух направлениях: вниз от забоя - так называемые магистральные или осевые трещины; в сторону стенок скважины образуются радиальные трещины. Механизм образования трещин осложняется, а иногда инициируется воздействием циркулирующей промывочной жидкости, давление которой в условиях постоянно действующей репрессии непрерывно создает предпосылки для образования микрогидроразрывов. Статическая репрессия добавляется и осложняется динамическими давлениями. Процессу разрушения призабойной зоны в значительной степени способствует фильтрат бурового раствора.

Глубина проникновения фильтрата изменяется от нескольких сантиметров до десятков, а то и сотен метров. По данным лабораторных исследований глубина проникновения фильтрата в гранулярные коллекторы достигает от 0,2 до 5,0 м.

Изменение структуры порового пространства продолжается и на этапе крепления скважины. Лабораторными исследованиями установлено, что глубина проникновения фильтрата цементного раствора составляет 1,5-2,0 диаметра скважины. Однако радиус поражения коллектора в процессе цементажа резко увеличивается при наличии в ПЗП трещин или в  результате гидроразрыва пласта.

В процессе вскрытия продуктивного пласта перфорацией под воздействием взрывных нагрузок пористая среда испытывает мощные деформационные нагрузки, способствующие формированию (или разрастанию) зоны трещиноватости, образованной в результате воздействия на ПЗП вооружения долота и промывочной жидкости. Разуплотнение коллектора в ПЗП приводит к резкому уменьшению порового давления, росту эффективных напряжений и, в конечном итоге, к разрушению коллектора. Таким образом, с завершением этапа строительства скважины связана первая стадия техногенных изменений ФЕС в природном резервуаре.

Вторая стадия в большей степени обусловлена процессом освоения. Перфорационные отверстия, являющиеся соединительными каналами между конкретным пропластком продуктивного пласта и скважиной, различаются между собой, прежде всего, скоростью истечения флюида через них. Исследования, проведенные в эксплуатационных скважинах ПХГ, показывают, что в прострелянном интервале (зона фильтра) работает в лучшем случае 10-50%  его длины. При прочих равных условиях (величина депрессии, дебит и др.) сокращение количества работающих отверстий приводит к увеличению скорости истечения газа в остальных, а это в свою очередь инициирует техногенные изменения в резервуаре. Наиболее показательным проявлением этого процесса является пескование скважин, образование в них песчано-глинистых пробок. Избирательное разрушение призабойной зоны – это сложное явление, которое в свою очередь является частью более масштабного многостадийного процесса - формирование дренажной системы скважин в резервуаре.

4.3  Техногенное пескопроявление при разработке газовых месторождений

и  эксплуатации ПХГ

Одной из наиболее вероятных причин изменения ФЕС резервуара зеленой свиты является избирательное разрушение коллектора с образованием участков повышенной проницаемости. Для уточнения модели резервуара зеленой свиты нами был проведен анализ имеющегося фактического материала по пескопроявлениям в эксплуатационных скважинах за период с 1990 по 2005 гг. Для этого были использованы данные замеров положения текущих забоев, произведены отбор и анализ проб осадка из пылеулавливающего оборудования ГРП зеленой свиты (как по отдельным скважинам, так и по группе работающих скважин) и из отдельных скважин (при проведении КРС). Отобранный осадок исследовался по общепринятым методикам.

Анализ полученных материалов показывает, что по гранулометрическому составу образцы песчаных образований, отобранных с забоя скважины, индивидуальных сепараторов скважин и сепараторов на ГРП, отличаются по нескольким показателям. Прежде всего, следует отметить различное содержание пелитовой фракции: если в пробах с забоя скважины оно составляет 3,9 %, в пробах из сепараторов скважин изменяется от 3,04 до 14,3 % (составляя в среднем 8,9 %), то в пробах из сепараторов ГРП - от 15,6 до 27,2 % (среднее значение - 16,34 %). Понятно, что глинистая фракция легче выносится потоком газа из скважин и накапливается в сепараторах. Примерно такая же закономерность отмечена и при оценке содержания карбонатного материала в различных пробах: в сепараторах скважин оно изменяется от 0,9 до 3,9 % (составляя в среднем 2,5 %), в сепараторах ГРП - от 4,9 до 11,7 % (среднее значение - 8,2 %). На интенсивность пробкообразования и пескопроявления влияет большое количество факторов. Прежде всего, это обводнение эксплуатационных скважин контурными и подошвенными пластовыми водами. Но, пожалуй, впервые было установлено существенное влияние времени ввода скважин в эксплуатацию, их расположение на структуре, глубина зумпфа. Анализ пескопроявлений скважин Северо-Ставропольского ПХГ позволяет сделать следующие выводы:

- максимальное пескопроявление для большинства скважин наблюдается в первые годы эксплуатации, по всей видимости, за счет формирования своей области дренирования;

- «катастрофическое» пробкообразование, с перекрытием всего интервала перфорации, является, прежде всего, следствием обводнения скважин пластовыми водами;

- большинство эксплуатационных скважин центральной зоны и участков, примыкающих к ней с юга и запада, характеризуются пескопроявлениями, причем это не всегда сопровождается образованием песчаных пробок. Характер пескопроявлений в таких скважинах по своему механизму и динамике отличается от разрушения пласта в «замоченных» и в эксплуатационных скважинах на начальных этапах формирования своей призабойной зоны.

4.4 Анализ  техногенных  изменений  ЕФС резервуара в процессе

разработки месторождений и циклической эксплуатации ПХГ

В идеальном варианте при наличии однородного и изотропного пласта, вскрытого вертикальной, гидродинамически совершенной, скважиной, формируется плоскорадиальный поток, в котором линии тока газа будут условно параллельны кровле или подошве пласта и направлены в сторону скважины. Это по существу классическая схема плоскорадиального движения фронта газа.

Теоретически в однородном изотропном пласте депрессионная воронка должна распределяться равномерно вокруг скважины, и в случае разработки водоплавающей залежи ГВК должен очень быстро подойти к нижним дырам перфорации. Однако в реальных условиях этого не происходит, а движение газа носит плоскорадиальный или струйно-радиальный характер. Объяснение этому заложено, с одной стороны, на макроуровне - в механизме процесса осадконакопления, и наличии слабопроницаемых пропластков, препятствующих вертикальным перетокам, а с другой - в особенностях упаковки гранулярного коллектора, которая характеризуется более высокими значениями проницаемости по напластованию по сравнению с вертикальной.

Если границу дренажной зоны скважины отождествлять с зоной нулевых скоростей фильтрации, то вектор, направленный от этой границы в сторону скважины, можно рассматривать как числовую ось, на которой можно построить эпюру скоростей. Таким образом, модель многослойного пласта с различной проницаемостью пропластков может быть охарактеризована гистограммой скорости фильтрации (рисунок 3).

С момента пуска в работу (отбор) скважины газ приходит в движение. На дальних подступах, на границе зоны дренирования, из-за малых скоростей фильтрации  движение газа происходит в строгом соответствии с законом Дарси. По мере приближения к скважине скорость фильтрации возрастает и достигает некоторой критической величины кр. По мнению В.Н.Щелкачева такой тип фильтрации характерен для призабойной зоны пласта, где движение газа не подчиняется закону Дарси. Проведенные расчеты показали, что в случае радиального движения газа к скважине в условиях одновременного существования двух режимов фильтрации, между свободным дебитом скважины и контурным давлением в период, когда давление снижается от Рк до Ркр, существует линейная зависимость.

Экспериментально установлено, что при радиальной установившейся фильтрации газа на расстоянии одного радиуса скважины (rс) от ее стенки теряется около 28% всего перепада давления, а далее, на расстоянии R = 100rс, потери давления также составляют 28%. Более половины потерь давления приходится на метровую призабойную зону пласта и свыше 70% на десятиметровую. Именно здесь в характере движения газа происходят отклонения от линейного закона фильтрации. Разная скорость, а следовательно, различный фильтрующийся объем газа формируют потоковые границы, внутри которых образуются характерные депрессионные участки (рисунок  3).

Исходя из этого, нельзя рассматривать стенку скважины как единственную границу, создающую перепад давлений между пластовыми и скважинными условиями. Градиенты давлений возникают и на дальних подступах к скважине, на границах различных по проницаемости пропластков, а также на межпотоковых разделах. Здесь линии тока газа нарушают свою параллельность и радиальность, происходит турбулизация и переориентированность потока по направлению максимальной проводимости, т.е. в полной мере проявляется третий тип фильтрационных потоков – трехмерный или пространственный. Если на внешних границах дренажной зоны скорости движения газа, по данным В.Н. Щелкачева, составляют 2-4 микрона в секунду, то в призабойной зоне возрастают до 5-9 м/с и более.

Попробуем проверить это утверждение на конкретном  примере (одной из скважин ССПХГ). Пусть свободный дебит (Q) газовой скважины составляет
100 тыс.м3/сут  или 1,157 м3/с. Длина фильтра (h) – 10 м. Радиус скважины (rс) – 0,075 м. Давления: пластовое (Рпл) - 70·105 Па; атмосферное (Рат) - 1·105 Па. Пористость (m) - 0,25. Диаметр перфорационного отверстия (dотв) – 10 мм или 0,01 м (плотность 15 отв./пог.м). Для газа справедлив закон Бойля-Мариотта, т.е.

Qпл · Рпл = Qат· Рат , т.е

Действительная скорость движения газа у стенки скважины можно рассчитать по формуле

При плотности перфорации 150 отв./м и диаметре перфорационного отверстия 10-2  м  имеем:

площадь одного отверстия:

Sотв = 0,785d2отв = 0,785·10-4 м2;

площадь 150 отверстий:

0,785·150·10-4 м2 = 118·10-4 м2

скорость движения газа в отверстиях перфорации:

Считая, что поток в окрестности отверстия сферически-радиальный, т.е. скорость уменьшается обратно пропорционально квадрату расстояния от отверстия, получим

Z = 1 м ,

Z = 2 м 

Такая скорость неизбежно приведет к разрушению коллектора и образованию суффозионной каверны - предвестника фильтрационного тоннеля в призабойной зоне скважины, после чего скорость падает до 1510 мм/с. Однако через некоторое время скорость потока газа вновь возрастает, но уже на другом интервале, на некотором удалении от ПЗП. Последовательное проявление различных техногенных факторов приводит к существенным изменениям ЕФС, а значительные скорости газа в относительно прослабленной прискважинной зоне пласта провоцируют его избирательное разрушение, фиксируемое по выносу песчано-глинистого материала на устье скважины. Длительная суффозия формирует глубоко проникающие в массив резервуара фильтрационные тоннели, являющиеся магистральными каналами дренажной системы скважины и всего продуктивного пласта в целом.

Оценивая механизм и динамику разрушения ПЗП, с помощью методики
А.И. Хребтова и С.А.Варягова, нами была рассчитаны гранулометрические радиусы фильтрующих пережимов. Кроме того, определенный интерес для нас представлял расчет значений коэффициентов проницаемости. Между проницаемостью пород и их удельной поверхностью существует связь, которая описывается различными уравнениями. Сравнительный анализ показал, что наиболее приемлемым для условий поставленной задачи оказалось уравнение Козени-Кармана

K = m/ 2,5(1-m) 2 So2 Y2,

где K  – проницаемость, см2;

m  – пористость, доли ед.;

S0 – удельная поверхность, 1/см;

Y  – коэффициент относительного сопротивления породы; для песчаников и
алевролитов с пористостью 0,2-0,35 принимается равным 4,8.

На основании этого были рассчитаны значения удельной поверхности и проницаемости по данным гранулометрического состава пород, характерным для отложений зеленой свиты.

Анализ показывает, что проницаемость основной массы образцов (›95%) не превышает 1,5–4 мкм2. Около 40% всех образцов имеет проницаемости меньше 0,054 мкм2. Такая проницаемость характерна для глинистых и сильно глинистых алевролитов крупнозернистых, в которых отсутствуют частицы крупнозернистой псаммитовой размерности, а содержание мелкозернистых песчаных зерен составляет в основном доли процента. Примерно 30% образцов имеет проницаемость 0,15 – 0,54 мкм2. Это характерно для слабоглинистых (содержание глинистых частиц - 9-10 %) пород, в которых появляются крупнозернистые псаммитовые частицы (в количестве до 5 %). И единичные образцы, имеющие проницаемость больше 54 мкм2, представлены хорошо отсортированными крупнозернистыми алевролитами, содержание глинистых частиц в которых не превышает 5 – 6 %. Проведенные нами расчеты показывают, что значения максимальных радиусов пережимов в ненарушенной процессами разработки толще изменялись от 2,11 до 7,9 мкм, составляя в среднем 4,3 мкм. Это позволило сделать вывод о возможности и необходимости оценки изменения радиусов пережимов, удельной поверхности и проницаемости пород с учетом последовательного выноса в процессе разработки межзерновых частиц различных размеров (от < 1 мкм до 50 мкм). Такие расчеты ранее никем не производились, поэтому в начале нами был произведен пересчет значений радиусов, удельной поверхности и проницаемости для породы, из которой были удалены самые мелкие глинистые частицы размером меньше 1 мкм, которые беспрепятственно могли выноситься газовым потоком.. полученные данные представляют интерес не только с практической, но и методической точки зрения. Так, после гипотетического удаления глинистых частиц (размером < 1 мкм2) распределение проницаемости стало более однородным. Если образцы с проницаемостью меньше 1,5 мкм2, рассчитанной по грансоставу кернового материала до начала разработки, составляли примерно 97,6 %, и только 2,4 % имело проницаемость 1,5 - 5 мкм2, то после удаления глинистых частиц проницаемость резко увеличилась: нет образцов с проницаемостью меньше 1,5 мкм2, а образцы с проницаемостью 1,5 – 5 мкм2 составили 75 %, т.е. их количество увеличилось почти в 30 раз. После удаления всего межзернового материала основная масса образцов (95 %) характеризовалась проницаемостью 5 –15 мкм2.

Полученные данные анализов гранулометрического состава твердого остатка из индивидуальных замерных устройств скважин и сепараторов ГРП показывают, что из скважин выносится и осаждается на забое и в сепараторах не только пелитовый и мелкозернистый алевритовый материал, который по нашим расчетам свободно удаляется через сформировавшиеся поровые каналы, но и крупнозернистый алевритовый (50 – 100 мкм), и даже, что особенно важно, мелкозернистый псаммитовый (100 - 250 мкм), размеры которого в 10 и более раз превышают диаметры поровых каналов, образовавшихся в результате выноса межзернового материала.

Глава 5 Обоснование емкостно-фильтрационных свойств природных

резервуаров по комплексу геолого-промысловых данных

5.1 Локальные и региональные закономерности формирования

газодинамического поля подземных хранилищ газа

5.1.1 Кущевское ПХГ

Одним из основных параметров, характеризующих фильтрационную способность пласта, является коэффициент проницаемости. Нами была изучена проницаемость пластов Iα и I пачек, которая определялась по материалам ГИС. Были обработаны материалы практически по всем вертикальным скважинам, пробуренным в пределах ПХГ. С каротажных диаграмм по интервалам с наиболее высокими параметрами ФЕС снимались значения переменных, необходимых для вычисления Кпр.max. Поэтому полученные значения проницаемости характеризуют максимальную проницаемость каждого из рассматриваемых пластов. Значения Кпр.max по всем анализируемым пластам варьируют в очень широких пределах. По Iα1 пласту проницаемость изменяется от 0,1 до 33 мкм2, по Iα - от 0,2 до 146 мкм2, по I1 - от 0,4 до 140 мкм2, по I2 - от 0,2
до 111 мкм2, по I3 - от 0,8 до 157 мкм2, по I4 - от 0,01 до 98 мкм2. Сопоставление вычисленных значений проницаемости с результатами лабораторных исследований керна показало их достаточно хорошую сходимость.  Коэффициент корреляции по пластам составил 0,5-0,8.

Распределение выявленных участков с различной проницаемостью коллекторов имеет, на первый взгляд, хаотичную картину. В зоне скважин поле высоких значений проницаемости дробится полосовыми фрагментами участков с низкими значениями этого параметра, что, безусловно, отражается на характере заполнения резервуара в период закачки и перераспределения пластовых давлений и, соответственно, на формировании  доминирующих направлений движения газового фронта. Языковые прорывы фронта газа, по-видимому, маркируют зоны повышенных значений проницаемости, обусловленных наличием сложной внутрирезервуарной сети каналов - фильтрационных тоннелей. Именно по ним фронт газа, огибая участки слабопроницаемых коллекторов, устремляется в разряженную зону с относительно низкими пластовыми давлениями.

Таким образом, несмотря на некоторую долю субъективности комплексного анализа закономерностей изменения пластовых давлений и неоднородности фильтрационных свойств коллекторов резервуара хранилища, в его пределах достаточно четко фиксируются, как минимум, три относительно обособленные зоны. Первая - сводовая часть структуры (зона скважин), вторая - ее южная и юго-западная периклинали. Разделены эти два поля небольшой по ширине, но, по сути, окаймляющей свод структуры, зоной низкой проницаемости коллекторов I1-I3 пластов. Этот естественный барьер, по-видимому, является основной причиной замедления движения газового фронта из зоны скважин в южную и юго-западную части хранилища.

В южной части хранилища большинство скважин имели небольшие, но достаточно устойчивые дебиты. Часть из них характеризуются активным перераспределением газа после закачки с падением пластового давления до 0,4-0,95 МПа. В остальных скважинах, с менее активным флюидодинамическим режимом (19,39), падение Рпл. составило не более 0,2 МПа. Все эти скважины расположены в зонах повышенной или максимальной проницаемости по 1-3 пластам (I1-I3).

Таким образом, проведенный комплексный анализ распределения зон повышенной и пониженной проницаемости и показателей эксплуатации ПХГ в 1998 - 1999 гг. (пластовое давление и производительность скважин) показал наличие коррелятивных связей между ними. Установлено, что большинство зон с максимальной проницаемостью в I1-I3 пластах имеют хорошую сообщаемость с фильтрационными тоннелями, по которым, в первую очередь, осуществляется движение газа и его перераспределение в хранилище. На отдельных участках хранилища определены доминирующие направления активного движения фронта газа. В пределах ПХГ выявлены две относительно обособленные зоны с повышенной флюидопроводимостью, разделенные зоной низкой проницаемости коллекторов I1-I3 пластов, наличие которой является основной причиной замедленного движения газового фронта из северной в южную и юго-западную части хранилища. Аналогичный, но не столь ярко выраженный, эффект обособления флюидодинамически активных участков хранилища отмечается и в зоне скважин.

5.1.2 Северо-Ставропольское ПХГ (зеленая свита)

Исследования однородности функционирования эксплуатационных скважин на территории ПХГ осуществлялись путем парной корреляции временных рядов изменений удельных дебитов за многолетний период отдельно по циклам закачек и отборов. Нами была использована сеточная модель, которая обеспечила пространственную дифференциацию скважин на площади с одновременной оценкой примерного объема резервуара, находящегося в зоне влияния той или иной скважины.

Хорошая газодинамическая связь вдоль тоннельных путей миграции обуславливает быстрые и синхронные колебания многих параметров эксплуатационных скважин, расположенных вблизи этих путей, что находит подтверждение в высоких значениях получаемых коэффициентов корреляций временных рядов вариаций этих параметров.

Анализируя хронологическую изменчивость некоторых параметров работы эксплуатационных скважин (удельные дебиты, депрессии и др.) во времени, можно сделать вывод; что в их работе можно выделить периоды с квазистационарными режимами. В большинстве случаев изменчивость параметров скважин во времени на отдельных его промежутках хорошо аппроксимируется линейными функциями с тем или иным трендом, характеризующим нестационарный процесс изменчивости газодинамического поля. Анализируя усредненные параметры уравнений, описывающих трендовые зависимости изменений удельных дебитов скважин во времени можно сделать следующие выводы.

1 Скорости изменений удельных дебитов скважин во времени растут, при этом из года в год возрастает амплитуда их колебаний. Нестационарный режим функционирования скважин связан с ростом массопереноса газа как в пространстве, так и во времени.

2 Из года в год уменьшаются начальные удельные дебиты скважин, что связанно как с ростом отборов газа, так и с увеличением абсолютных значений величин перетоков.

3 Начальные дебиты определяются емкостно-фильтрационными свойствами коллектора в непосредственной близости от скважины.

Проведенный анализ геолого-промыслового материала позволил наметить локальные и региональные закономерности формирования единого газодинамического поля в условиях циклического функционирования ПХГ.

К локальным закономерностям относятся:

- в зоне влияния (дренирования) каждой скважины постоянно находится  определенный объем  активного газа, который формирует (обеспечивает) начальную приемистость или продуктивность ее;

- кроме этого, определенного и относительно постоянного объема газа, к забою скважины происходит приток дополнительного газа за счет его перераспределения  по объему резервуара ПХГ;

- между указанными объемами газа существует тесная связь и вполне определенные численные соотношения, которые обеспечиваются особенностями строения дренажной системы вокруг скважины и, в конечном счете, обусловлены закономерностями распределения емкостно-фильтрационных свойств природного резервуара.

Указанные локальные закономерности сохраняются при любых циклах (закачка, отбор), но в зависимости от цикла количественно меняют свои значения.

К пространственно-временным (региональным) закономерностям следует отнести:

- значения начальных параметров (приемистости, продуктивности, а также удельных притоков и оттоков) закономерно изменяются по площади ПХГ. Максимальные значения параметров наблюдаются в виде двух зон в центральной и западной частях ПХГ. Хорошо фиксируется закономерное изменение параметров к периферийным частям ПХГ;

- эксплуатационные скважины, пробуренные в начале создания ПХГ, характеризуются повышенными значениями параметров;

- значения параметров по скважинам, введенным в эксплуатацию в разное время, претерпевают закономерные изменения, а именно: абсолютные значения притоков и оттоков увеличиваются, а начальные значения приемистости и продуктивности – уменьшаются. В какой-то степени этот факт может быть объяснен наращиванием объема активного газа в ПХГ.

5.2 Комплексная геолого-промысловая оценка эксплуатационных

характеристик резервуара зеленой свиты Северо-Ставропольского ПХГ

В процессе эксплуатации Северо-Ставропольского ПХГ происходит определенная техногенная эволюция емкости пород-коллекторов - поровая емкость трансформируется в порово-трещинную. Предпосылками сделанного заключения являются:

- частая смена циклов, приводящая к структурным изменениям коллектора;

- отжатие пластовых вод при формировании буферного газового объема, которое сопровождалось многочисленными гидроразрывами;

- дифференциация полей проницаемости.

Таким образом, в процессе разработки или эксплуатации ПХГ при любом из циклов дебит скважины складывается из двух составляющих: газа, фильтрующегося по трещинам, и газа, поступающего из матрицы. На основании проведенных расчетов мы попытались подтвердить это заключение.

Из всей генеральной совокупности дебитов скважин каждого из циклов были получены две частные совокупности, каждая из которых имеет свой закон распределения.

Смешанная генеральная совокупность представляет собой известную в математической статистике трансгрессивную выборку. По закону распределения трансгрессивной выборки мы получили полимодальную кривую, что подтверждает наличие двух емкостных сред, участвующих в формировании объема газа в резервуаре ПХГ.

Для закачек одно модульное значение соответствует значениям дебитов 40 - 60 тыс.м3/сут, второе - 120-140 тыс.м3/сут. При отборах первое модульное значение - 140-160 тыс. м3/сут, второе - 180-200 тыс.м3/сут.

Физическая интерпретация полученных распределений представляется следующей: низкое модальное значение 40 - 60 тыс.м3/сут из-за высоких фильтрационных сопротивлений соответствует приемистости пород матрицы. Второе модальное значение 120 - 160 тыс.м3/сут как при закачках, так и при отборах соответствует совместной работе как матрицы, так и трещинной системы. Модальное значение 180 – 220 тыс.м3/сут, при отборах соответствует функционированию трещинной или тоннельной системы.

Предложенная автором методика позволяет суммарный дебит скважин, формирующийся за счет нескольких источников, количественно, а в некоторых случаях и качественно, разделить в зависимости от доминирующей в резервуаре фильтрационной системы. Установлено, что ряд важных параметров, характеризующих подземное хранилище газа, такие как пластовое давление, объем закачиваемого газа, продуктивность и приемистость скважин, проницаемость отложений варьируют во времени, и в колебаниях этих показателей наблюдаются устойчивые тренды. Тренды характеризуют общие и устойчивые тенденции состояния ПХГ и скважин в пространстве и времени. Чем более неоднородны геологические, литологические, гидрогеологические, технологические условия в каждый момент времени, тем больше частное отличается от общего.

В пределах Северо-Ставропольского ПХГ имеются скважины, для которых характерна ситуация, когда при положительном газовом балансе объемы газа при закачках превышают во времени объемы отборов. По ним наблюдаются некоторое  снижение пластового давления и рост депрессии. По-видимому, многолетний режим работы скважины обусловлен хорошими фильтрационными свойствами ПЗП. Такие скважины находятся, как бы в области питания пласта и расположены в основном на востоке площади. Вместе с тем, имеются скважины, по которым в течение исследуемого периода наблюдался устойчивый рост пластового давления, приемистости и продуктивности, т.е. природный резервуар на этих участках постоянно накапливает или аккумулирует газ.

Таким образом, литолого-фациальная  и техногенная неоднородность коллектора, техническое состояние эксплуатационных скважин и особенное состояние призабойных зон, неравномерность технологических режимов в циклах предопределяют различия эксплуатационных скважин по режиму их работы и стимулируют масштабную миграцию газовых объемов по простиранию.

5.3 Определение параметров пласта методом «прослушивания» скважин

Для определения параметров пласта автором совместно со специалистами ЦНИПРА Северо-Ставропольского ГПУ было проведено прослушивание скважин.

Комплекс работ при исследовании скважин методом прослушивания включал: выбор возмущающей и реагирующих скважин, подготовку их к исследованию; предварительную оценку изменения давления в реагирующей скважине; подбор контрольно-измерительных приборов и проведение исследований.

Первый эксперимент проводился 13.06.2002, в качестве возмущающей скважины использовалась скважина № 367, которая была пущена в 14:10 с расходом
550000 м3/сут. Реагирующими были выбраны скважины № 300, 302, 368.

Второй эксперимент проводился 27.06.2002, с 14:10 возмущающей служила та же скважина, работающая с дебитом 300000 м3/сут, в качестве реагирующих использовались скважины № 299, 300, 368. Полученные кривые, характеризующие рост давления, могут быть аппроксимированы прямой с относительно небольшим углом наклона. Средний прирост давления за 1 час составляет 0,002 МПа.

Вместе с тем, на отдельных участках кривых реагирования фиксируется несколько полок (интервал без приращения давления, иногда некоторое уменьшение значений Рз). Так, по скважине  № 368 (1 эксперимент) через 1 час после начала реагирования фиксируется первая полка, продолжительность ее составляет 20 минут, через 5 часов наблюдаем вторую полку, которая удерживается в течение 10 минут. По скважине № 302
(1 эксперимент), первая полка появляется через 30 минут и удерживается в течение 20 минут, вторая полка образуется через 2 часа 30 минут, продолжительность составляет
10 минут, третья полка фиксируется через 3 часа и продолжается 20 минут.

Для интервалов без приращения давления (полки) характерна одна особенность - после того, как давление не изменяется в течение определенного времени, происходит скачкообразный прирост давления. Это продолжается в среднем около 20 минут, далее кривая реагирования продолжает плавно отображать прирост давления. Их образование, по нашему мнению, связано со скачкообразным перераспределением газа в призабойной зоне и в массиве резервуара, и обусловлено наличием тоннельно-фильтрационной и порово-трещинной емкости. Полученные результаты подтверждают необходимость принятия во внимание дополнительной емкости в коллекторе за счет наличия “условно закрытого порового пространства”, т.е. пор, закрытых до достижения определенного давления.

Используя этот термин, мы подразумеваем, что заполнение терригенного коллектора газом в цикле закачки идет по сложной схеме. В первую очередь заполняются наиболее проницаемые объемы резервуара (тоннельная система). Затем, при достижении критических значений пластового давления, происходит внедрение (перераспределение) газа в ту часть объема коллектора, который характеризуется меньшей проницаемостью. В зависимости от типа коллектора таких критических или пороговых значений пластового давления для продуктивного пласта может быть несколько.

5.4 Расчет и обоснование ЕФС резервуара по комплексу

геолого-промысловых характеристик

Для решения вопроса о характере изменения проницаемости во времени (и по площади) нами был произведен расчет проницаемости по данным работы скважин в течение XII, XVIII, XXII циклов отбора газа.  При расчете мы исходили из теоретического предположения, что каждая скважина дренирует приблизительно равные цилиндрические объемы пласта вокруг скважины с радиусом основания R (м). Потребовалось два варианта расчета.

Для первого варианта газонасыщенная толщина  принималась в составе всей толщины зеленой свиты. Значение пористости принималось исходя из результатов интерпретации материалов геофизических исследований и наших расчетов по гранулометрическому составу пород. Для определения газонасыщенности также использовались результаты геофизических исследований. После определения дренируемого объема необходимо определить объем газа, который может вместить дренируемый объем в период закачки при давлении Рнач.

При отборе V1 = V0 .Pнач весь рассчитанный объем газа V1 не отбирается, т.к. в пласте при давлении Ркон остается определенный объем газа - Vост = V0 . Pкон.

Исходя из этого, мы рассчитали тот объем газа, который может быть отобран при перепаде давлений от Рнач до Ркон  из дренируемого каждой скважиной объема пласта. Затем сравниваем объемы, которые можно было бы отобрать из каждой скважины в соответствии с темпами фактических отборов. Оказалось, что эти объемы не равны. В одних случаях скважины отбирали значительно больше газа, а в других меньше, чем находилось в дренируемом объеме с учетом перепада давления. При отборе газа внутри пласта происходило перераспределение газа через поверхность дренируемого объема. Если газа отбиралось больше, то необходимо допустить, что излишки газа поступали через зону сопряжения цилиндрических дренируемых объемов, т.е. газ перетекал из окружающего дренажную зону пространства или других более удаленных зон резервуара.

При меньшем отборе газ из дренируемого пространства перераспределялся  в дренируемые объемы окружающих скважин. Иными словами,  в зависимости от производительности той или иной скважины в пределах описываемых  объемов через воображаемую цилиндрическую поверхность формируются линии тока газа.
При этом часть скважин «нуждались» в дополнительном притоке газа, а другие дренируемые объемы могли экспортировать газ  за пределы границы собственного дренажа.

Проведенный анализ рассчитанных значений проницаемости показывает, что она меняется как от цикла к циклу, так и в период работы одного цикла, но с учетом различной суммарной толщины фильтрующих пропластков. Причем, изменяется проницаемость в очень широких приделах. возможные колебания проницаемости мы пытались  объяснить, с одной стороны, выносом межзернового материала, а с другой - привносом техногенной примеси. Но результаты, в общем, получились не убедительные. В литературе никаких сведений по затронутой проблеме не имеется. И в том, и в другом случае остается много вопросов.

Поставленную задачу попытались решить следующим образом: мы предположили, что при любом варианте меняется, при различных  условиях, принимаемых в расчетах, не только проницаемость, но и дренируемая толщина.

Анализ схем показывает, что на самом деле в различных циклах отбора к работе подключалось различное количество проницаемых пропластков. Причем контуры этих полей менялись во времени. К примеру, если в ХII цикле обширное поле, вытянутое в субмеридиальном направлении и тяготеющее к восточной границе резервуара, работало таким образом, что фильтрующая толщина соответствовала всей газонасыщенной толщине, то в ХХII цикле отбора примерно в пределах этого же поля фильтрующая толщина соответствовала толщине I пласта.

Итоговые материалы свидетельствуют, что полученные нами данные по средним значениям проницаемости являются наиболее объективными. Проницаемость  менялась практически в течение трех изученных циклов отбора, изменялась и толщина проницаемых пропластков, подключаемых к работе скважины.

В пределах резервуара выделены зоны с проницаемостью меньше 5 мкм2  (преобладает) и от 5 до 15 мкм2. Проницаемость более 15 мкм2 имеют единичные скважины, которые разбросаны не беспорядочно, а закономерно трассируются тремя профилями. Причем между профилями средние  значения проницаемости различаются, а в пределах профиля по скважинам близки.

Полученные данные позволили значительно уточнить схему распределения полей проницаемости и составить более обоснованную динамическую модель резервуара ПХГ в горизонте зеленая свита.

Глава 6 Зонирование и моделирование природных резервуаров

по комплексу геолого-промысловых  данных 

(на  примере Кущевского  и Северо-Ставропольского ПХГ)

Моделируя коллектор, мы решали проблему оценки влияния вторичных, постдиагенетических процессов на характер распределения емкости в породе.

Результаты моделирования доказывают, что локальная структура, осложняющая тектонокомплекс, представляет собой сложный узел концентрации напряжений, которые обеспечивают квазистационарное положение объекта в течение длительного геологического времени. Что может нарушить это состояние? Как это уже подчеркивалось - природные и, пожалуй, сопоставимые с ними по размаху, техногенные факторы.  Если природные мы в какой-то степени научились учитывать, то техногенные зачастую остаются за пределами нашего внимания.

6.1 Зонная геолого-промысловая модель природного  резервуара

Кущевского ПХГ

Изучение зональности резервуара по проницаемости позволило оценить напряженное состояние отдельных участков резервуара при заданном направлении вектора геодинамического поля. В качестве эталонного был выбран пласт I3, характеризующийся дифференцированными значениями Кпр. В массиве резервуара под действием геодинамического поля напряжений, согласно теории Гриффита, возникают две пары сил: в верхней части пласта I3 - растягивающие, а в нижней - сжимающие. Растягивающие напряжения приводят к увеличению порового пространства и улучшению фильтрационных характеристик пласта. Вместе с тем, сжимающие силы не ведут к существенному снижению порового объема, что обусловлено приуроченностью пласта I3 к центральной, наименее глинистой части резервуара.

На структурной карте по кровле пласта I3, по характерной геометрии поверхностей отчетливо выделяются пять основных тектонодинамических зон. Первая зона - свод структуры амплитудой 50 м, слегка вытянутый в северо-западном направлении, но, в целом, имеющий изометрическое строение. Границы сводовой зоны по абсолютным отметкам имеют несколько перескоков. Так, если на юго-западе и западе сводовая часть ограничена изогипсой минус 1230 м, то на юго-востоке граница доходит до отметок минус 1280 м, а на востоке свод несколько расширяется. Необходимо отметить, что вычисленные значения  проницаемости в сводовой зоне, в целом, оказались несколько ниже ожидаемых. По-видимому, это связано с тем, что своду складки соответствует область перегиба пластов по ее шарниру, где доминируют напряжения сжатия, причем чередование участков с различной (повышенной и пониженной) проницаемостью свидетельствует о наличии нескольких концентров напряжений в сводовой зоне. Участки пониженной проницаемости достаточно уверенно объединяются в узкую, но протяженную зону, трассируемую по линии скважин № 72, 103, 130, 151 по пласту I3, и, с незначительным смещением, по пластам I1 и I2. Эта зона ориентирована перпендикулярно направлению вектора главных напряжений, и соответствует одному из сателлитных антиклинальных перегибов, осложняющих свод складки.

Морфологические особенности структуры и направление главного вектора напряжений предопределили приуроченность зоны концентрации последних в присводовой части (вторая зона), на некотором удалении от шарнира структуры, где относительно пологое залегание пласта в зоне свода меняется крутыми углами падения. Зона основного перегиба слоев связана, по-видимому, с участками максимальной концентрации напряжений и, соответственно, с наличием полосовидных зон повышенных значений Кпр. Дополнительная емкость коллектора здесь формируется не только в результате увеличения порового объема, но и вследствие образования микротрещин отрыва, а также небольших разрывных нарушений типа взбросов с амплитудой смещения в первые метры. Один из таких разрывов выявлен нами по результатам детальной корреляции материалов ГИС в районе скважин № 131, 83, 34. Интересен тот факт, что здесь достаточно четко фиксируются также границы участков с различными значениями проницаемости, средних дебитов горизонтальных скважин и величин пластового давления. По названным параметрам хорошо трассируется субмеридиональное направление выявленного разрыва, который, возможно, экранирует относительно небольшой участок пласта I3 между скважинами № 131, 83 и 34. Еще один небольшой фрагмент разрыва отмечен в районе скважин № 43 и 124. Горизонтальный участок ствола  скважины № 123 пересекает зону разрыва. В этой скважине фиксируются максимальные дебиты.

Третья зона морфологически приурочена к крылу структуры, и по кровле пласта I3, представляет собой относительно пологий участок, геодинамическое положение которого предопределило наличие здесь "стабилизационной" зоны. В этой зоне емкость коллектора близка к матричной и, в меньшей степени, зависит от возмущений тектонических полей напряжений. На картах проницаемости третьей зоне соответствуют участки пониженных значений Кпр. Характер распространения газового фронта из зоны скважин в газовую область ПХГ показывает, что стабилизационной зоне соответствует фильтрационный барьер, выделенный нами по закономерностям изменения пластового давления в ряде скважин.

Южнее стабилизационной зоны, вниз по падению пласта, вновь фиксируются участки повышенных значений проницаемости, образование которых, по-видимому, обусловлено распределением растягивающих и сжимающих напряжений в коллекторе. Эти участки соответствуют четвертой зоне, приуроченной к нижнему максимальному перегибу пластов резервуара. В вертикальном разрезе распределение напряжений здесь обратное верхнему перегибу: в кровельной части пласта проницаемость несколько хуже, чем в подошве.

Обширная периферийная часть резервуара, отнесенная нами к пятой зоне, практически не разбурена. Распределение полей проницаемости характеризуется, в целом, закономерным ухудшением ЕФС коллекторов от ядра складки к ее западной и юго-западной периклиналям.

Таким образом, исходя из закономерной связи проницаемости резервуара с описанными геодинамическими зонами, можно, в первом приближении, представить геолого-промысловую тонкослоистую модель резервуара ПХГ.

Массив резервуара в вертикальном разрезе представляет собой "слоеный пирог" чередования низко- и высокопроницаемых, фациально и латерально выдержанных песчано-алевролитовых пластов. Дифференцированная оценка проницаемости отдельных интервалов шести пластов-коллекторов резервуара ПХГ с удовлетворительной фильтрационной характеристикой показывает, что изменение коллекторских свойств элементарного пропластка обусловлено, с одной стороны, постепенной сменой литофациальных циклитов в вертикальном разрезе, с другой - зональным распределением по площади и в разрезе сжимающих и растягивающих напряжений, которые контролируются новейшими и современными геодинамическими процессами, в т.ч. и складкообразующими.

6.2 Зонирование резервуара зеленой свиты по результатам обработки

комплекса геолого-промысловых данных

Основой для создания достоверной геолого-промысловой модели резервуара стала совокупность всех изученных и приведенных выше эксплуатационных характеристик ПХГ. Стремление наполнить эту совокупность максимально возможным числом данных по ПХГ определяется взятыми за основу принципами системного подхода к изучению особенностей формирования резервуара зеленой свиты и динамикой изменения отдельных параметров, как за весь период существования хранилища, так и циклическими вариациями численных значений емкостно-фильтрационных параметров.

Сложная ветвистая система фильтрационных каналов («тоннелей») обуславливает не объемное перемещение фронта закачиваемого газа от забоев скважин, а скорее струйно-радиальное. После заполнения фильтрационных тоннелей газом и повышения давления в них до достижения «давления прорыва» (В.П. Савченко, 1978) происходит переход газа в менее проницаемые объемы резервуара. Форма и направленность «тоннелей» обусловлена морфологическими особенностями структуры, азимутальной направленностью дилатансионных зон.

Выявленные неоднородности в работе эксплуатационных скважин, на основе которых разработана зонная модель пласта, подчеркивают сложный характер фильтрации газа по резервуару зеленой свиты. Причем массив резервуара видимо представляет собой многоуровневую-разнонаправленную природно-техногенную транспортную систему со своими «магистралями», «перекрестками», «тупиками» и т.д. Определяющую роль в перемещениях флюида по пласту, несомненно, играют  «магистрали» или, как мы уже называли ранее «фильтрационные тоннели».

Мозаичное внутрипластовое распределение хорошо и слабопроницаемых участков пласта предопределяет неравномерное заполнение или разгрузку резервуара во время закачки или отбора газа. Объективным свидетельством этого являются замеры газонасыщенности в различных скважинах ПХГ.

Установлено, что суточные дебиты скважин, пробуренных в первые годы создания ПХГ, за весь период функционирования ПХГ остаются самыми устойчивыми и самыми высокими по абсолютным величинам.

Для анализа влияния режимов работы скважин I группы на режим работы других групп скважин и всего хранилища газа во времени был использован график автокорреляционной функции. Результаты проведенного анализа позволяют утверждать следующее.

1. Влияние скважин I группы на остальные за исследуемый период 1979 -
2005 гг. было всегда. Это влияние усиливалось в годы ввода в эксплуатацию большого числа новых скважин. Так, в 1984 г. ввод в эксплуатацию 23 новых скважин увеличил коэффициент корреляции от 0,18 до 0,65, в 1990 году ввод 25 скважин повысил коэффициент связи от 0,25 – 0,37  до 0,66. Таким образом, можно утверждать, что техногенные воздействия на коллектор повышают однородность режима функционирования эксплуатационных скважин и всего ПХГ  в целом.

2. Достигнутая за счет техногенных воздействий однородность режима работы эксплуатационных скважин во времени не является постоянной. Однородность уменьшалась, видимо, за счет структурных перестроек вмещающих пород. За четыре года коэффициент корреляции, характеризующий однородность, уменьшался от
0,65 - 0 ,66 до 0,25, или по 0,1 в год  и режим работы скважин из однородного переходил в неоднородный. Так было до 1989 года. В этом году периодичность в работе скважин ПХГ была нарушена - в коллектор было закачано большое количество газа, давление  закачки  составляло 10 МПа (давление в начале разработки месторождения - 7,4 МПа). По-видимому, произошла структурная перестройка ФЕС коллектора, и режим работы газовых скважин стал более однородным.

Из изложенного можно сделать вывод, что рост однородности режима функционирования скважин на ПХГ в различных циклах – явление техногенное, имеющее тенденцию к увеличению во времени. Если в первое десятилетие работы ПХГ техногенная составляющая варьировала от 0,2 до 0,45, то во втором десятилетии она достигала 0,78. На ее фоне роль природной литолого-геологической однородности снижалась до 0,03. В данном случае корреляционный анализ позволяет интегральные закономерности в режиме функционирования скважин ПХГ дифференцировать на естественные природные и искусственные (техногенные).

Группирование скважин, характеризующихся однородным режимом работы в различных циклах (закачек и отборов газа), в этом случае основывается на высокой степени тесноты связи. Если коэффициент корреляции превышает 0,5 - 0,6, то скважины относятся к одной таксономической единице. При этом были использован принцип группирования, который  заключается в следующем: вероятность того, что скважина принадлежит к тому или иному однородному полю уменьшается по мере увеличения расстояния между скважиной и центром (скважиной, принятой за центр поля однородности). Из-за затруднений, связанных с выбором центральной скважины, использовалась схема скользящего эталона, когда за эталон последовательно принималось несколько скважин. Для всех построений использовались значения коэффициентов парной корреляции, превышающие 0,6.

Разработанная зональная модель резервуара зеленой свиты, представлена в работе на 14 графических приложениях, представляющих собой схемы зонирования резервуара в циклах закачки и отборов, с учетом  геодинамических и техногенных  особенностей строения коллектора. Границы между зонами проведены на основании выявленных полей проницаемости, зон обводнения, дифференциации эффективных толщин в различных циклах.

Схема зонирования территории Северо-Ставропольского ПХГ в зеленой свите  по однородности режима эксплуатационных скважин в режиме «закачка газа»  позволила  выделить крупные зоны  однородности, в общих чертах совпадающие с зонами однородности по данным  отборов - центральную, южную и западную. Центральная на западе и юге граничит с зоной неоднородностей, включающей, в основном, по одной - две скважины.  В центральном блоке также фиксируется зона неоднородности, но более широкая по площади, чем для режима отбора.

Обращает на себя внимание тот факт, что зон неоднородностей  по данным закачки больше, а количество скважин в таких зонах меньше. Связано это, по всей видимости, с разным  механизмом движения флюида в пласте  в процессе закачки и процессе отбора газа. В процессе отбора  работает пористая среда (матрица) и  трещинные системы. Активная водонапорная система придает  процессу дополнительную динамику, как бы «подталкивает» флюид к скважине.

В процессе закачки водонапорная система играет роль барьера-препятствия для быстрого распределения газа по трещинам. Подтверждает этот факт и значительно меньшее количество пар скважин, работающих в режиме закачки синхронно и асинхронно.

Наложение схем зонирования по однородности режима эксплуатационных скважин в режимах «закачка газа» и «отбор газа» и совпадение границ неоднородности позволили выделить четыре крупных блока. Мозаичный характер выделенных зон подчеркивает сложную систему взаимосвязи и взаимообусловленности между скважинами. Вместе с тем намеченные границы между зонами являются весьма приблизительными, так как, по сути, являются условными разделами между скважинными полями. Последние могут иметь совершенно различную конфигурацию, которая определяется пространственным положением дренажной системы пласта.

Сложный механизм движения флюидов в пласте, формирующий синхронность и асинхронность в работе скважин, «производит» большую  работу по увеличению «сообщаемости» между отдельными, ранее обособленными зонами затрудненного «газообмена». Подтверждается это выносом песка из скважин и избирательным движением флюида при проведении трассерных исследований.

Таким образом, зонирование резервуара по результатам обработки комплекса геолого-промысловых  данных, позволяет сделать следующие выводы.

1 Применяемые методические приемы оценки пустотного пространства резервуара ПХГ - по коэффициенту пористости, определенному по минимально информативным материалам (керн, ГИС), по отдельным скважинам малоэффективны, так как выявлена высокая степень анизотропности резервуара, как по  вертикали, так и по горизонтали, что подтверждается мозаичной структурой полей повышенных значений коэффициентов пористости и проницаемости.

2 Интерпретация материалов ГИС (ПС, ГК) показала, что за 30 лет существования ПХГ в резервуаре происходят необратимые изменения, связанные с уменьшением глинистой составляющей коллектора, повышением его пористости и резким (на порядок и более) увеличением проницаемости на отдельных участках резервуара.

3 Образцы керна во вновь пробуренных скважинах характеризуются повышенными (по сравнению со старыми образцами) значениями открытой пористости.

4 Система фильтрационных каналов («тоннелей») начинает формироваться, по всей видимости, еще на стадиях литогенеза под действием тектонодинамических напряжений. Сложная ветвистая система этих каналов, характеризующихся повышенной проницаемостью, обуславливает не объемно-радиальное, как считалось ранее, перемещение фронта закачиваемого газа от забоев скважин, а скорее линейное или струйное.

5  После заполнения фильтрационных тоннелей газом и повышения давления в них до достижения «давления прорыва» происходит переход газа в условно закрытое поровое пространство  объема резервуара. Форма и направленность «тоннелей» обусловлена морфологическими особенностями структуры, главенствующими направлениями вектора геодинамических напряжений, совокупностью диагенетических, постдиагенетических и техногенных процессов.

6 Мозаичное внутрипластовое распределение хорошо- и слабопроницаемых участков пласта предопределяет неравномерное заполнение или разгрузку резервуара во время закачки или отбора газа.

7 Исследование однородности режимов работы  скважин, проводившееся методом коррелятивной связи параметров эксплуатационных скважин, позволило выделить четыре зоны, три из которых характеризуются однородным режимом, одна – явно выраженной неоднородностью.

8 С помощью автокорреляционной функции выявлена периодичность в циклах работы скважин «закачка – отбор». Во времени отмечается рост однородности режима работы скважин. Это связано, по-видимому, с техногенным  улучшением емкостно-фильтрационных свойств вмещающих пород.

9 Сложный механизм движения флюидов в пласте, формирующий синхронность и асинхронность в работе скважин,  производит  большую  работу по  увеличению сообщаемости  между отдельными, ранее обособленными зонами затрудненного газообмена. Подтверждается это выносом песка из скважин и избирательным  движением флюида при проведении трассерных исследований

10  Появление участков пласта, обладающих более  высокими значениями пористости и проницаемости, может быть объяснено вторичными природными и техногенными процессами формирования пустотного пространства в резервуаре зеленой свиты, что подтверждается исследованиями синхронности и асинхронности изменения продуктивных характеристик скважин и оценки  влияния  работы скважин,  введенных  в первые годы эксплуатации, на скважины, введенные в эксплуатацию позднее.

Заключение

Подводя итоги исследований, необходимо констатировать, что использованные методические приемы и принципы системного анализа позволили автору выстроить относительно достоверную схему причинно-следственных связей (геодинамических и техногенных), отвечающих за формирование и развитие природных резервуаров УВ. Пожалуй, одним из основополагающих выводов является обоснование геотектонического уровня иерархии геологических объектов  и оценка возможного влияния таких масштабных процессов, как орогенез и перемещение плит на характер распределения напряжений в пределах тектонокомплексов и элементарных геологических объектов (ловушка, природный резервуар и др.). Это позволило решить крупную научную проблему, связанную с научно-методическим обоснованием влияния тектонодинамических и техногенных факторов на изменение продуктивности эксплуатационных скважин и в целом на изменение ФЕС природных резервуаров УВ.

При этом получены следующие основные результаты.

1 Проведен сравнительный анализ истории формирования основных геоструктурных элементов Предкавказья, на основании чего выделены зоны фронтальных  очаговых и тыловых дислокаций тектонокомплекса.

2 Проведены исследования напряженно-деформированного состояния резервуаров ПХГ по комплексу геолого-геофизических данных, включая и анализ дистанционных материалов, на основании чего разработаны  геодинамические модели резервуаров, которые представлены в графическом отображении (карты, схемы, разрезы и др.).

3 Проведена серия экспериментов по прослушиванию скважин и  разработано теоретическое обоснование присутствия в резервуаре «условно закрытого порового пространства».

4 Установлены закономерности распределения полей проницаемости в циклах закачка и отбор, а также локальные и региональные закономерности формирования газодинамического поля в подземных хранилищах газа.

5 Выполнено теоретическое обоснование и расчет зависимости  производительности скважин от толщины работающего интервала и проницаемости в ПЗП.

6 Разработаны методические основы формирования в резервуаре зон повышенной проводимости и обоснована тоннельно-фильтрационная модель коллектора.

7 Разработана классификация техногенных факторов формирования ЕФС коллектора и установлены причинно-следственные связи между технологическими операциями при строительстве скважины и возмущениями геологической среды в призабойной зоне пласта и массиве резервуара.

8 Установлены закономерности избирательного разрушения коллектора в скважинах в зависимости от времени ввода их в эксплуатацию. Проведена зональность резервуара по интенсивности пескопроявления и пробкообразования.

9 Разработаны критерии группирования скважин и новые методические подходы проведения зонирования природных резервуаров УВ по комплексу геолого-промысловых характеристик.

Полученные результаты отличаются высокой степенью достоверности и неоднократно подтверждены промысловыми испытаниями. В работе наряду с традиционными геолого-промысловыми методами исследований автором впервые применены оригинальные методические подходы и концептуально обоснованы тектонодинамические и техногенные факторы формирования вторичной емкости  в резервуарах УВ.

Исходя из вышеизложенного, необходимо сделать, пожалуй, основной вывод - природный резервуар  представляет собой сложнозональную анизотропную природно-техногенную систему, фильтрация газа в которой осуществляется по развеетвленной сети дренажных тоннелей, формирование которых обусловлено последовательным проявлением седиментогенных, тектоногенных и техногенных факторов.

Список основных опубликованных работ по теме диссертации

В рецензируемых журналах рекомендованных ВАК РФ

Тектонодинамическое моделирование природных резервуаров // Газовая промышленность, М., 2000, №12.–С.52–53 (Соавторы В.Г .Вершовский, М.П. Голованов)

Модель формирования коллектора // Газовая промышленность, М.,2001,
№ 1.– С. 33–34 (Соавторы В.Г. Вершовский, С.А. Варягов, В.И. Шамшин)

Выделение зон Северо-Ставропольского ПХГ // Газовая промышленность, М.: 2003, № 2.– С. 70–73 (Соавторы И.В. Зиновьев, С.А. Варягов, Н.К. Никитин, С.В. Беленко)

Условия формирования локальных структур Таманского полуострова// Газовая промышленность, М.: 2007, № 4.– С. 70–73 (Соавторы  М.П. Голованов,  А.А. Енгибарян)

Техногенные изменения емкостно-фильтрационных свойств терригенных природных резервуаров в процессе разработки месторождений УВ и эксплуатации ПХГ//  Горный информационно-аналитический бюллетень, -М. МГГУ, 2007, № 8.- С. 98-106 (О.Е Аксютин, С.А Варягов.)

В научно-технических обзорах

1

Тектонодинамические критерии формирования природных резервуаров УВ // Обз. информ. Сер: геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. ООО «ИРЦ Газпром», 2001. 47 с. Рис. 9. Табл. 1 (Соавторы В.Г. Вершовский, М.П. Голованов)

2

Закономерности формирования и изменения емкостно-фильтрационных свойств резервуара горизонта зеленая свита в процессе эксплуатации Северо-Ставропольского ПХГ. // Обз. информ. Сер. : геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2003. 80 с. Рис. 25. Табл. 13 (Соавторы В.В. Зиновьев, С.А. Варягов, О.Е. Аксютин, С.В. Беленко)

3

Техногенная геология природных резервуаров УВ // Обз. информация. Сер: Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. 48 с. Рис 6. Табл.5

В научных трудах,  материалах конференций и отраслевых совещаний

Циклическое строение и закономерности распространения карбонатных формаций (КТ-1, КТ-2) в восточной части Прикаспийской впадины и их гидрогеологическая характеристика // Материалы третьей международной конференции «Циклы природы и общества». – Ставрополь, 1995. С.172-175 (Соавторы С.А. Варягов, В.П. Ильченко)

Исследование тектонических напряжений как фактора формирования залежей углеводородов в переходных и платформенных областях // «Фундаментальные проблемы нефтегазогеологической науки» / Сборник статей ХI Губкинских чтений МИНГ им. Губкина. – М. : ВНИИОЭНГ, 1990. С.172-175 (Соавторы Ю.А. Стерленко, Г.Н. Прозорова)

Определение цикличности природных геологических процессов // Материалы третьей международной конференции «Циклы природы и общества». – Ставрополь, 1995. С.55-60. (Соавторы Ю.А. Стерленко, Б.Г. Вобликов, С.А. Варягов)

К обоснованию модели емкостно-фильтрационного пространства нефтекумского природного резервуара Восточного Предкавказья // Материалы ХХVI научно-технической конференции СтГТУ. – Ставрополь, 1998.  С.74-75. (Соавторы Б.Г. Вобликов, Е.Ю. Туманова)

Закономерности пространственного положения подсолевых поднятий и соляных куполов восточного борта Прикаспийской впадины // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа / Материалы второй международной конференции (Под ред. чл.-корр. РАН Б.А.Соколова) // Изд-во Моск. университета. 1998. С.62-64.. (Соавторы Г.Н. Прозорова)

Тектонические критерии выделения ловушек в пермо-триасовых отложениях Восточного Предкавказья // Тектонические палеогеоморфологические аспекты нефтегазоносности. – Киев, 1996 С.20-24. (Соавторы Б.Г. Вобликов, А.А. Ярошенко, Л.А. Головлева)

Соляные циклы в седиментационных бассейнах // «Циклы природы и общества» Материалы VI международной конференции «Циклы природы и общества» г.Ставрополь / Изд. Ставропольского университета, 1998. С.122-124.  (Соавторы И.Г.Сазонов)

Роль седиментационных циклов в формировании резервуаров нефти и газа // Материалы I международной конференции «Циклы» Северо-Кавказского государственного технического университета. – Ставрополь, 1999. .  С.56-57. (Соавторы В.Г. Вершовский, М.П. Голованов)

Тоннельно-фильтрационная модель резервуара // Материалы III региональной конференции «Вузовская наука – Северо-Кавказскому региону» (Ставрополь, 22–23 ноября 1999 г.). Ставрополь, СевКавГТУ, 1999. С.118-122.. (Соавторы С.А. Варягов)

Влияние геодинамических напряжений на энергетическое состояние залежей УВ // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Нефтегазоносные бассейны как саморазвивающиеся нелинейные системы М.: изд-во Моск. университета, 1999. С.70-71. (Соавторы С.А. Варягов)

Условия формирования и закономерности распространения нефтекумского природного резервуара в пределах Центрального и Восточного Предкавказья // Теория и практика добычи, транспорта и переработки газоконденсата: Сборник научных трудов (Астраханский научно-исследовательский и проектный институт газа) Астрахань: Изд-во АГТУ, 1999. – вып.1. С.123-125.. (Соавторы З.В. Стерленко, Б.Г. Вобликов)

Обоснование геолого-промысловой модели Северо-Ставропольского подземного хранилища газа в горизонте зеленой свиты // Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации ПХГ: Сборник научных трудов (ОАО «СевКавНИПИгаз»), Ставрополь: Изд-во СевКавГТУ, 2000. – вып. 33. С.101-107. (Соавторы Г.Н. Рубан, С.А. Варягов)

Тектонодинамическое моделирование ФЕС терригенных коллекторов на стадиях поисков, разведки и эксплуатации месторождений УВ // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Нефтегазовая геология – итоги ХХ века (под ред. член-корр. РАН Б.А.Соколова, Э.А. Абля) М.: Изд-во Моск. Университета, 2000 С.54-57. (Соавторы В.Г. Вершовский, М.П. Голованов)

Типы пород флюидоупоров нефтекумского природного резервуара Восточного Предкавказья// Материалы ХХX научно-технической конференции СевКавГТУ. – Ставрополь, 2000. С.27-28. (Соавторы Б.Г.Вобликов, Е.Ю.Туманова, З.В.Стерленко)

Оценка порового пространства терригенных коллекторов // Материалы ХХXI научно-технической конференции СевКавГТУ. – Ставрополь, 2001. С.70 (Соавторы А.В.Афанасьев, С.А.Варягов)

Оценка эффективных пор гранулярных коллекторов// Материалы ХХXI научно-технической конференции СевКавГТУ. – Ставрополь, 2001. С.70 (Соавторы А.В.Афанасьев, С.А.Варягов)

Результаты изучения литологических и петрофизических особенностей пластов-коллекторов резервуара Кущевского ПХГ // Сборник научных трудов. Серия «Нефть и газ» / Северо-Кавказский государственный технич. университет. Ставрополь, 2001. – С.201-209. (Соавторы В.Г. Вершовский, М.П. Голованов, Е.Г. Кулина, А.Ю. Федоров)

Опыт заканчивания скважин на сеноманские отложения месторождений Западной Сибири  // Сб. научных трудов СевКавНИПИгаза. – Ставрополь. – 2001– вып.35.С.127-131. (Соавторы В.И. Нифантов, В.М. Пищухин, Е.П. Нифантова)

Влияние анизотропии терригенных коллекторов на интенсивность техногенных геодинамических процессов // Геодинамическая и экологическая безопасность при освоении месторождений газа, его транспортировке и хранении. Материалы III международного рабочего совещания. С.-Петербург, 2001. С141-147. (Соавторы В.Г. Вершовский, М.П. Голованов)

Особенности геодинамического развития Западно-Кубанского прогиба // Сб.научных трудов СевКавНИПИгаза.– Ставрополь.– 2002 С.65-74. (Соавторы В.Г. Вершовский, М.П. Голованов, Т.Т. Шмидт)

Некоторые закономерности в работе эксплутационных скважин Северо-Ставропольского ПХГ в горизонте // Сб. научных трудов СевКавНИПИгаза.-Ставрополь.– 2002. – вып.37. С.306-313. (Соавторы Н.К.Никитин, С.А.Варягов, С.В. Беленко, Н.В. Еремина, З.В. Стерленко)

Анализ пескопроявления и образования песчаных пробок в эксплуатационных скважинах горизонта зеленой свиты Северо-Ставропольского ПХГ // Газовой отрасли - новые технологии и новая техника.: Тез. докладов междунар. науч.-практ. конф., г. Ставрополь, 9–12 сентября 2002 г. / СевКавНИПИгаз, – Ставрополь, 2002. С.168. (Соавторы С.А. Варягов, Н.В. Еремина, З.В. Стерленко)

Перспективы нефтегазоносности российских секторов Черного и Азовского морей // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений – М: ВНИИОЭНГ, 2007,- №5- С.25-28 (Соавторы М.П.Голованов, И.Г.Долинский)

Палеогидродинамические особенности накопления осадков зеленой свиты Северо-Ставропольской площади // Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов: Материалы научно-практич. конференции. Астрахань: Изд-во Астраханского гос. пед. ун-та, 2002. С.97-99. (Соавторы С.А. Варягов, З.В. Стерленко, П.В. Бигун, Г.Н. Бургар)

Формирование терригенных резервуаров в условиях трансгрессивно-регрессивного режима седиментации // Циклы. Материалы Четвертой международной конференции. Часть третья. Ставрополь: СевКавГТУ, 2002.– С.83-85. (Соавторы С.А. Варягов, З.В. Стерленко, П.В. Бигун, Г.Н. Бургар)

Литофациальные особенности циклического формирования караган-чокракских отложений Западно-Кубанского прогиба // Циклы. Материалы Четвертой международной конференции. Часть третья. Ставрополь: СевКавГТУ, 2002.– С.85-88. (Соавторы В.Г. Вершовский М.П. Голованов Т.Н.Пинчук)

Техногенная составляющая изменений емкостно-фильтрационных свойств в призабойной зоне пласта // Тезисы докладов на международной конференции «ВНИИгаз на рубеже веков - наука о газе и газовые технологии» Москва, 2003. С.134-136 (Соавторы З.В. Стерленко)

К изучению газодинамического поля Северо-Ставропольского подземного хранилища газа в отложениях зеленой свиты с использованием структурных функций. // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: Сб. науч. трудов СевКавНИПИгаза. – Ставрополь: РИЦ ОАО «СевКавНИПИгаз», 2003. – Вып. 39. – С.-215-222 (Соавторы Н.К. Никитин, Н.В. Федоров, И.Н. Епифанова)

Временные изменения продуктивности и приемистости эксплуатационных скважин Северо-Ставропольского ПХГ (отложения зеленой свиты) // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: Сб. науч.трудов СевКавНИПИгаза.– Ставрополь: РИЦ ОАО «СевКавНИПИгаз», 2003. – Вып. 39. –  С.223-231. (Соавторы Н.К. Никитин, Н.В. Федоров, И.Н. Епифанова)

Анализ техногенных изменений в терригенном коллекторе (на примере резервуара зеленой свиты Северо-Ставропольского ПХГ) // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: Сб. науч. трудов СевКавНИПИгаза. – Ставрополь: РИЦ ОАО «СевКавНИПИгаз», 2003. – Вып. 39. – С.232-240. (Соавторы С.А. Варягов, З.В. Стерленко)

Методологические аспекты техногенной геологии природных резервуаров УВ // Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений: Сб. науч. трудов СевКавНИПИгаза. – Ставрополь: РИЦ ОАО «СевКавНИПИгаз», 2004. – Вып. 38. – С. 93-111. (Соавторы З.В. Стерленко)

Результаты количественной оценки сдвижений земной поверхности на разрабатываемых газовых месторождениях Ставропольского края // Материалы IV Международного рабочего совещания – М.: ООО ИРЦ «Газпром», 2004. – Том 1.  С. 69-74. (Соавторы М.П. Голованов, А.Ю. Федоров)

Направления развития геологоразведочных работ и создание новых районов газодобычи на Северном Кавказе // Х Координационное геологическое совещание / Материалы конференций, совещаний, семинаров. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. С.204-216.

Верхнеюрские карбонатные образования - перспективный объект поисков рифогенных ловушек УВ // Нефтегазовая геологическая наука-ХХ1 век / Тезисы докладов ХVII Губкинские чтения – М: РГУ им. И.М. Губкина, 2004. – С. 26. (Соавторы М.П. Голованов, П.В. Бигун, Г.Н. Бургар )

Техногенные изменения в терригенном коллекторе // Нефтегазовая геологическая наука - ХХ1 век /Тезисы докладов ХVII Губкинские чтения – М: РГУ им. И.М. Губкина, 2004 – С.50. (Соавторы З.В. Стерленко)

Анализ техногенных изменений фильтрационных параметров в терригенном коллекторе // Сборник докладов международной научно-практической конференции СевКавНИПИгаза «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин»/ Ставрополь, 2004. С. 87–95 (Соавторы З.В. Стерленко, М.П. Голованов)

Техногенная геодинамика на объектах эксплуатации нефтегазового комплекса // Сборник научных трудов СевКавНИПИгаза «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ»/ Ставрополь, 2004., С. 29–36 (Соавторы М.П. Голованов, А.А. Енгибарян)

Влияние техногенной геодинамики на состояние геологической среды Краснодарского ПХГ // Сборник научных трудов СевКавНИПИгаза «Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений»/ Ставрополь, 2004 г., с. 50–55 (Соавторы М.П. Голованов, В.П. Колесниченко, А.А. Енгибарян)

Методические проблемы оценки остаточных запасов природных газов и некоторые пути их решения (на примере Предгорного Дагестана) // Сборник научных трудов СевКавНИПИгаза «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ»/ Ставрополь, 2004 г., С. 48–59 (Соавторы Л.А. Ильченко, В.Ф. Докунихин, П.В. Бигун, Е.А. Мельников, К.А. Сабанаев)

О формировании вторичного емкостно-фильтрационного пространства терригенных коллекторов // Сборник научных трудов СевКавНИПИгаза «Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений» / Ставрополь, 2004 г. С. 90–116. (Соавторы В.Г. Вершовский, М.П. Голованов, Г.Н. Бургар, Е.Г. Кулина)

Особенности интерпретации сейсмических материалов МОГТ в условиях диапировой тектоники // Сборник научных трудов СевКавНИПИгаза «Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений» / Ставрополь, 2005 г. С. 27-40. (Соавторы М.П. Голованов, В.П. Колесниченко)

Строение зон сочленения мезокайнозойских структур Северо-Западного Кавказа, Западно-Кубанского прогиба и Тамани // Сборник научных трудов СевКавНИПИгаза «Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений»/ Ставрополь, 2005 г. с. 50-55. (Соавторы М.П. Голованов, В.П. Колесниченко, А.А. Енгибарян)

О механизме формирования миоценовых блоков на северном борту Западно-Кубанского прогиба // Сборник докладов международной научно-практической конференции «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти» / Ставрополь, 2005 г.  с.13–16 (Соавторы М.П. Голованов)

Влияние геодинамических полей напряжений на формирование вторичной емкости в терригенных коллекторах // Сборник докладов международной научно-практической конференции «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти»/ Ставрополь, 2005 г.  с.116–120. (Соавторы А.А. Енгибарян)

Геодинамика и перспективы нефтегазоносности Туапсинского прогиба // Тезисы докладов 2-я Межд. Конференция по проблеме нефтегазоносности Черного, Азовского и Каспийского морей. – Геленджик, ГНЦ ФГУГП «Южморгеология», 2005.С.104-107. (Соавторы М.П. Голованов, Е.А. Мельников, В.П. Колесниченко)

Перспективы нефтегазоносности Российского сектора акватории Черного моря // Нефть и газ юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей / Тезисы докладов 2-я Межд. Конференция по проблеме нефтегазоносности Черного, Азовского и Каспийского морей. – Геленджик, ГНЦ ФГУГП «Южморгеология», 2005 г.  – С. 41–43. (Соавторы М.П. Голованов, Е.А. Мельников, И.Г. Долинский)

Перспективы нефтегазоносности Российских секторов Черного и Азовского морей//

Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.- М.:ВНИИОЭНГ, 2007. - №5.-С. 25-27 (Соавторы М.П. Голованов, И.Г. Долинский)

 

 






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.