8.2.9. Використання інформації

про пластові тиски для побудови і експлуатації

підземних сховиш газу

Для вибору об'єктів з метою зберігання газоподібних вуг­леводнів інформація про початкові пластові тиски має велике значення для запобігання розгерметизації природних резервуарів у процесі штучного на­гнітання в них газу. Розгерметизація природних резервуарів призводить до виходу газу на поверхню і забруднення навколишнього середовища, а та­кож у вмісні породи. Крім забруднення навколишнього середовища роз­герметизація природних резервуарів спричинює значні втрати закачуваного газу і значні недоцільні витрати коштів. За даними щодо підземних сховищ газу в неогенових відкладах Передкарпатського прогину, в товщах майкопу Північноставропольського склепіння, в протерозойських утвореннях Чер-вінської западини Білоруської антеклізи (Осиповицьке ПСГ), у кембрій­ських відкладах південно-західної частини Підлясько-Брестської западини (Прибузьке ПСГ) та ін., початкову закачку, а потім і зберігання газу в при­родних резервуарах потрібно здійснювати за тисків, які на 20 % нижчі за початкові пластові тиски в природних резервуарах до їх розкриття перши­ми свердловинами. Особливо це стосується умов, коли природні резервуа­ри залягають під породами-покришками, які містять велику кількість піща­них шарів, прошарків і лінз.

Прикладом недопустимості перевищення тиску закачки газу в ПСГ відносно початкового пластового тиску може бути Осиповицьке ПСГ, в якому початковий пластовий тиск у природному резервуарі дорівнює 4,5 МПа, а за час циклу закачування газу тиск був доведений до 6,5 МПа, що перевищило майже в 1,5 раза початковий тиск. Це перевищення тиску закачуваного газу над початковим пластовим призвело до втрат газу на цьому ПСГ за 12 років його експлуатації в об'ємі близько 100 млн м³. По­дібні втрати газу внаслідок перевищень нормативних значень тисків зака­чуваного газу є і на багатьох інших ПСГ.

Сприятливими геологічними умовами слід вважати умови, в яких при­родні резервуари характеризуються НГПТ. Після видобутку з таких природ­них резервуарів газу або інших флюїдів пластовий тиск у них знижується. Проте в покришках залишається внутрішньопоровий надгідростатичний тиск, який герметизує природний резервуар і відіграє роль своєрідного ек-ранувального бар'єра.

КОНТРОЛЬНІ ЗАПИТАННЯ

1. Що таке геотермічний ступінь, геотермічний градієнт?

2. Як збільшується температура в земній корі з глибиною?

3. Чи можливо використовувати геотермічну інформацію при пошуках, розвідці і дорозвідці покладів нафти і газу на промислових площах?

4. Чи можливо використовувати дані термометрії в процесі цементування обсадних колон і капітального ремонту свердловин?

5. Схарактеризуйте загальні поняття про тиски в надрах земної кори.

6. Що таке пластовий і вибійний тиски?

7. Що таке геостатичний, гідростатичний і умовний гідростатичний тиски?

8. Що таке надгідростатичнип (аномально високий) пластовий тиск (НГПТ)?

9. Що таке пластовий тиск, менший за гідростатичний ПТМГ, тобто аномально низький пластовий тиск?

10. Яка різниця між надгідростатичним пластовим тиском і надгідроста- тичним внутрішньопоровим тиском?

11. Які основні фактори впливають на формування НГПТ і ПТМГ?

12. Що таке коефіцієнт аномальності пластового тиску?

13. Як можна використовувати інформацію про пластові тиски при пошуках, розвідці та освоюванні родовищ нафти і газу?

14. Як визначити початкові пластові тиски за залежністю Р_п = і(Н, і, у, р\).

15. Як можна визначити положення ГВК, ГНК і ВНК за даними замірів пластового тиску в природному резервуарі?

16. Як визначають пластові тиски за даними польових геофізичних досліджень і ГДС?

17. Чи потрібно використовувати інформацію про початкові пластові тиски для побудови і експлуатації підземних газових сховищ?

РОЗДІЛ Ю

^{сили, які утримують}

І РУХАЮТЬ ВУГЛЕВОДНЕВУ РІДИНУ В ПЛАСТІ

Вуглеводнева сировина навіть за найсприятливіших умов не мо­же бути повністю виснажена із пласта. Силами, що утримують її, а саме нафту, є поверхневий натяг, змочування, молекулярне тяжіння і капілярне підняття нафти, сила налипання або зчеплення та ін. Ці сили не лише утримують частину нафти в пласті, а й зменшують ефективність сил, про­штовхуючи нафту до вибою свердловини.

Природний резервуар — це система численних капілярних і субкапі-лярних порових каналів, здатних, як губка, всмоктувати і утримувати на­фту. Явище капілярного всмоктування і утримання нафти зумовлено низ­кою фізико-хімічних властивостей поверхні капілярів, їх діаметром і фі-зико-хімічними властивостями нафти. Молекулярне притягання між по­верхнею породи і нафтою сприяє налипанню нафти на поверхню пор, а поверхневий натяг чинить їй опір. Сила зчеплення нафти з породою або сила налипання нафти на породу перешкоджає розриву плівки і відді­ленню її від поверхні пор. На розміщення нафти у пласті і на її витіс­нення впливають процеси, що виникають на межі порода—нафта і спри­чинені молекулярними силами, які обумовлюють і капілярне підіймання нафти.