ДЕПРОИЛ - Ваш партнер в сложной геологической среде

Примеры

ПОИСК ПОТЕРЯНОГО ГАЗА ОЛЫШИВСКОГО ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА НА ОСНОВЕ ВЫСОКОТОЧНЫХ ГРАВИМЕТРИЧЕСКИХ НАБЛЮДЕНИЙ

Олишивское подземное хранилище газа,
Северо-западная часть
Днепровско-Донецкой впадины, Украина, 2017 г.

 

Рисунок 1. Газонасыщенность бат-байосских песчаников Олышивского ПХГ и контуры техногенных газовых резервуаров, установленных по значению критической газонасыщенности более 70% по состоянию на 2017 г.

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЗАДАЧА

Олышивское ПХГ создано в коллекторе водоносного горизонта бат-байосского яруса средней юры в 1982 году. Режим эксплуатации ПХГ - водонапорный. Геологическая структура - удлиненная брахиантиклиналь размером 6,7х3,6 км. Глубина резервуара - 550-565 м от земной поверхности. Площадь ПХГ - 32,9 кв.км. Резервуар представлен хрупким песчаником и тонко-дисперсным песком. Средняя пористость пород-коллекторов 33-36 %. Проектный интервал пластового давления - 35-71 ат. Общий проектный объем газа 660 млн.куб.м, проектный объем активного газа - 310 млн.куб.м. Начиная с 2011 года Олишивское ПХГ работает только в режиме отбора газа, сопровождающегося значительным выносом песчаного материала, что способствует выводу из строя эксплуатационных скважин ввиду закупорки песчаных фильтров.

В процессе отбора газа наблюдалось постепенное обводнение эксплуатационных скважин. Такой режим эксплуатации вероятно вызван нарушением технологического процесса в предыдущие годы. Во время проведения гравиметрических наблюдений весной 2016 года ПХГ вмещало 356,5 млн.куб.м газа. Большинство эксплуатационных скважин требуют капитального ремонта вследствие образования песчаных пробок и обводнения. По состоянию на 2016 год только две из 32 эксплуатационных скважин использовались для отбора газа. С целью выявления причин обводнения эксплуатационных скважин был использован гравитационный метод, позволяющий разделить газо-насыщенную и водонасыщенную породу.


Рисунок 2. Запасы газа в техногенных резервуарах по результатам моделирования методом Монте-Карло

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ РЕЗУЛЬТАТЫ

Проведенные исследования обеспечили картирование двух новых отдельных техногенных резервуаров, куда произошел переток части газа из основного резервуара Олишивского ПХГ. Создана 3D модель текущей газонасыщенности и рассчитанный объем газа в пределах выделенных резервуаров.

Для добычи остаточных запасов газа из закартированных техногенных резервуаров предложено произвести капитальный ремонт эксплуатационной скважины, расположенной в пределах контура северного техногенного резервуара, а также бурение трех новых эксплуатационных скважин.
 

Рисунок 3. Техногенные резервуары в 3D модели плотности Олышивского ПХГ как объемные тела с плотностью >1.565 г/см³

МЕТОДИКА СОЗДАНИЯ
ЗD МОДЕЛИ

В пределах участка площадью 120 кв.км проведена высокоточная грави-метрическая съемка c шагом между пунктами 100х100 м. Средне-квадратическое отклонение определения аномалии Буге с поправкой за влияние рельефа составило 7,3 мкГал, что как минимум у два раза меньше рассчитанного гравитационного эффекта от техногенного резервуара Олышивского ПХГ, составляющего от 14 до 44 мкГал. На следующем этапе была создана 3D модель плотности Олышивского ПХГ. Структурная модель составлена 24 поверхностями, построенными с использованием результатов 2D сейсмических работ и разбивок в скважинах. Данные ГИС использованы с целью определения плотности и пористости пород. 3D модель составлена с 65,1 млн. ячеек размером 100х100 метров в плане и 2,5 м по глубине. Пространственные размеры 3D модели 17,5х9,2 км. Интервал глубин, охватывающий модель от 0 до 10,1 км. Средне-квадратическое отклонение (SD) между наблюденным и рассчитанным гравитационными полями для начальной 3D модели составило 7,2 мГал. 

3D модель плотности была доопределена в результате совместной инверсии грави-метрических и скважинных данных. Для конечной 3D модели среднеквадратическое отклонение между гравитационными полями составило 0,044 мГал (Рисунок 4). Относительно гравитационного поля, начальная 3D модель плотности была улучшена в 164 раза. В результате анализа полученной 3D модели закартированы две разуплотненные зоны, приуроченные к техногенным газонасыщенным резервуарам (Рисунок 3). На основании полученной 3D модели плотности, результатов анализа керна и с использованием известных петрофизических зависимостей была рассчитана 3D модель текущей газонасыщенности резервуаров Олишивского ПХГ (Рисунок 1). В пределах двух выделенных техногенных резервуаров рассчитан объем газа. В качестве независимой оценки использованы результаты моделирования методом Монте-Карло (Рисунок 2). Исходя из проведенных расчетов в пределах двух новых закартированных техногенных резервуаров с вероятностью Р50 вмещается 82,4 % балансового количества газа ПХГ.

Рисунок 4. Измеренное (а) и рассчитанное от конечной модели (б) гравитационные поля, отклонение между ними (в) и гистограмма распределения отклонения (г)

ПУБЛИКАЦИИ 

1. Петровський О., Шимко Р., Вечерик Р., Петровська Т., Трачук А., Бороздіна А. Контроль стану та оптимізація відбору залишків закачаного газу із Олишівського підземного сховища газу за результатами високоточних гравіметричних спостережень та створення постійно діючої 3D моделі. Геофізика і геодинамік: прогнозування та моніторинг геологічного середовища. Львів. 2019. 

 

 

 

 

?>