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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Родовище, площа	Глибини, м	Темпе­ра­тура, оС	Геотермічний ступінь	Коефіцієнт анома­льності почат­кового пласт­о­вого тиску
Зовнішня зона Передкарпатського прогину
Залужани	2075,5	65	37	1,08
Пинянське	2058	64	37,4	1,17
Садковичі	1345	37	47,9	0,87
Кавське	851	33	35,3	0,90
Меденичі	1393	59	27,8	0,98
Більче-Волиця	1116	42,7	33	0,95
Угерське	1091	39	36,3	0,93
Косівське	792	26	46,4	-
Ковалівсько-Черешенське	2025	66	35,5	0,91
Великі Мости	22394	60	46,9	1,04
Середнє значення геометричної ступені в границях досліджуваних глибин 38,4 м на 1оС
Внутрішня зона Перед карпатського прогину і Скибової зони Карпат
Старо-Самбірське	3460	89	43,2	1,34
Бориславське	2350	64	42,7	1,37
Оров-Уличне	3767	93	43,8	1,15
Стинявське	3785	102	40,7	1,08
Північно - Долинське	3255	80	43,1	1,04
Долинське	2303	66	40,4	1,27
1	2	3	4	5
-//-	3204	76	47,8	-
Космачське	2950	86	38,3	-
1	2	3	4	5
Розсільна	3002	75	45,4	1,30
Пнівське	2390	57	49,7	-
Битківське	2475	48	63,3	1,12
Лугівське	3000	78	43,4
-//-	4000	100	43,9
-//-	5000	120	45,0	1,72
-//-	6000	140	45,7	1,61
Середнє значення геометричної ступені в границях досліджуваних глибин 45,1 м на 1оС

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

Родовище, структура, площа, блок, ділянка	Горизонт	Осі структур, км	Площа, м2	Амплітуда, м	Коеф. інтенсивності	Рн 105 Па кгс/см2	Глибина, м	Ка	Примітка
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Залужанське	Сармат-6	10,0×5,0	32,1	125	3,90	224,5	2075,5	1,08
-//-	Сармат-12а	-//-	-//-	550	12,72	443,0	2910,0	1,52	За рахунок гідродинамічного зв’язку пластів
Кохановська (нафта)	Юра	17,0×4,0	53,5	80	1,31	111,0	1275,0	0,87
Хідновичі	Юра Горизонт-14	18,0×7,0	78,0	320	4,10	125,0	1170,0	1,07
Садковичі, ділянка св.11	Сармат	10,0×2,5	21,3	90	4,23	116,7	1345,0	0,87
Мостиська (вода з газом)	-//-	4,0×2,0	6,5	100	15,38	160	940	1,7	Покладів газу немає
Судова Вишня (вода з газом)	-//-	8,0×5,0	32,0	300	9,38	155	1174	1,32
Рудки	Сармат Горизонт-4	9,0×3,3	25,2	60	2,38	103,0	1083,0	0,95
Рудки	Юра	15×10,0	122,0	160	1,32	148,0	1505,0	0,98
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Касько	Сармат Горизонт-36	6,0×3,5	42,8	150	3,50	78,6	851,0	0,90
Мединичі	Тортон-гельвет	6,0×4,5	20,5	80	3,90	136,0	1393,0	0,98
Більче-Волиця	Верхня крейда	13,5×4,5	51,6	160	3,10	102,3	1083,0	0,94
Угерське	-//-	10,0×5,0	45,0	250	5,56	103,5	1118,0	0,93
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Дашава, дільниця скв.90А	Сармат	6,0×4,5	22,0	100	4,54	71,0	720,5	0,98
Гринівське	Тортон	15,0×7,0	89,3	140	1,57	93,0	1162,0	0,80
Обертинська (вода)	-//-	4,0×1,5	5,0	25	5,00	90,0	800	1,13
Площа Коршев-Іспас, ділянка св.57 (с.Жукотін)	-//-	3,0×2,0	5,0	55	11,00	17,0	120	1,42	Аварійний викид газу
Косівське	Сармат	18,0×3,0	43,2	50	1,16	66,0	76,0	0,86
Велико-Мостівське (Волино-Подільська плита)	Сер.девон	12,0х3,0	38,4	80	2,08	248,0	2394,0	1,04

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

Родовище, структура, площа, блок, ділянка	Горизонт	Осі структур, км	Площа, м2	Амплітуда, м	Коеф. інтенсивності	Рн 105 Па кгс/см2	Глибина, м	Ка	Примітка
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Старо-Самбірське	Палеоцен	9,0×2,5	8	500	83,30	493,0	3835	1,29
Бориславська складка, замір тиску в воді за межами ВНК, скв.1832	Еоцен	7,5×3,0	17,3	800	46,24	237,9	2010	1,18	За рахунок гідродинамічного зв’язку пластів
Бориславське, під насув, св.705	Олігоцен	3,0×2,5	7,2	600	83,33	323,0	2350	1,37
Іваніківське, Пом’ярківський блок, ділянка св.15	-//-	7,5×3,0	18,0	1450	80,55	432,9	3025	1,43
Оров-Уличнянське	-//-	8,0×7,0	54,0	1100	20,37	386,7	3555	1,09
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Старуня, в воді	-//-	4,6×1,8	6,8	1000	147,00	218,0	1175	1,86	Горизонт не-продуктивний
Урож в воді	Еоцен	4,5×1,8	6,6	1000	152,00	330,0	2037	1,62
Струтинське, ділянка св.63	Олігоцен	11,2×2,5	25,7	1300	50,47	264,5	2197	1,20
Північно-Долинське, Північно-Західний, Центр, блоки	Еоцен	14,0×3,0	33,6	600	17,86	338,5	2873	1,19
Долинське	Олігоцен	12,0×2,6	24,3	1150	47,35	357,0	3020	1,18	Єдиний ВНК
Долинське	Еоцен	12,0×2,6	24,3	1150	47,35	357,0	3020	1,17
Космачське	Олігоцен	10,5×2,3	21,5	1100	52,38	381,0	3100	1,23
Росільнянське	Еоцен	10,5×1,9	16,0	600	37,50	390,0	3002	1,30
Гвіздецьке	Олігоцен-2	4,2×1,2	5,0	800	160,00	402,0	1985,5	2,03	Єдиний ВНК
-//-	Олігоцен-3	4,2×1,2	5,0	800	160,00	402,0	1985,5	2,03
-//-	Еоцен	4,2×1,2	5,6	800	173,90	419,0	2219	1,89
Пнівське	Олігоцен	11,2×2,3	20,5	2000	97,56	331,2	2230	1,48
Битківське, 2-й структурний ярус, Битківсько-Пасічнянський і Бабче-Старунський блоки	Олігоцен	16,0×3,0	38,0	900	23,58	277,0	2475	1,12
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Спаське	-//-	9,2×3,0	25,5	1300	50,98	170,0	1870	0,90	Розгрузка гластової енергії в зв’язкуз малою потужністю покришки в склепінні