Эффективность комплекса ГИС при решении нефтепромысловых задач на Кущевской ПХГ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

(ФГБОУ ВПО «КубГУ»)

Кафедра геофизических методов поисков и разведки

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

ЭФФЕКТИВНОСТЬ КОМПЛЕКСА ГИС ПРИ РЕШЕНИИ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ЗАДАЧ НА КУЩЕВСКОЙ ПХГ

Работу выполнил

Землянухин А.А.

Реферат

Землянухин Андрей Алексеевич «Эффективность комплекса ГИС при решении нефтепромысловых задач на Кущевской ПХГ» (дипломная работа).

Ключевые слова: комплекс ГИС, подземное хранилище газа, коллектор, газонасыщенность, ГИС-контроль, газопроявления, герметичность покрышки, газодинамические исследования.

Дипломная работа содержит введение, три главы, заключение и посвящена изучению эффективности комплекса ГИС при решении нефтепромысловых задач на Кущевской ПХГ.

Содержание

Введение

1. Геолого-геофизическая характеристика района Кущевского ПХГ

1.1 Физико-географический очерк

1.2 Геолого-геофизическая изученность района

1.3 Геологическое строение Кущевского ПХГ

1.3.1 Литолого-стратиграфическая характеристика

1.3.2 Тектоника

1.3.3 Целевые горизонты

2. Техника и методика ГИС-контроля на Кущевском ПХГ

2.1 Организация промыслово-геофизических работ на ПХГ

2.2 Эксплуатация скважин на ПХГ

2.3 Основные принципы ГИС-контроля

2.4 Аппаратура и методика проведенных исследований

3. Основные результаты ГИС-контроля на Кущевской ПХГ

3.1 Определение положения ГВК и газонасыщенной толщины продуктивной толщи

3.2 Контроль за герметичностью покрышки, межколонными и заколонными газопроявлениями

3.3 Определение текущей и остаточной газонасышенности объектов закачки и отбора газа в наблюдательных скважинах Кущевского ПХГ

3.3.1 Оценка продуктивности коллекторов в действующих скважинах подземных газохранилищ по данным газодинамических исследований

3.3.2 Эффективность применения разработанной методики оценки текущей газонасыщенности и продуктивности коллекторов в геофизических на действующих скважинах Кущевского ПХГ

Заключение

Список использованных источников

Введение

Кущевское подземное газовое хранилище входит в газотранспортную сеть Краснодарского края и является важным звеном в урегулировании газоснабжения всего края и республики Адыгея.

Цель работы - изучение эффективности комплекса ГИС при решении нефтепромысловых задач на Кущевской ПХГ

Для достижения поставленной цели необходимо решить ряд задач:

1. Геолого-геофизическая характеристика района Кущевского ПХГ;

2. Техника и методика ГИС-контроля на Кущевском ПХГ;

3. Основные результаты ГИС-контроля на Кущевской ПХГ.

Исходными данными для написания курсового проекта послужили отчет о результатах промыслово-геофизических работ за 2011 год по предприятию

ПФ “Кубаньгазгеофизика”, техническая документация на приборы и оборудование и учебная литература.

1. Геолого-геофизическая характеристика района работ

Кущевское подземное хранилище газа (ПХГ) - крупнейшее в крае и одно из самых крупных и уникальных в России. Оно создается с мая 1991 г. в низкопроницаемом терригенном коллекторе одноименного, истощенного ГКМ. Основная цель создания хранилища - регулирование сезонной неравномерности газопотребления Краснодарского края и Республики Адыгея.

1.1 Физико-географический очерк

геофизический газ скважина

Кущевское ПХГ расположено в Кущевском районе на север Краснодарского края.

Рисунок 1.1 - Физическая карта Краснодарского края с элементами инфраструктуры

Площадь края - 75,5 тыс. кв. км. Городское население составляет 53%. Крупные города - Краснодар, Новороссийск, Армавир, Сочи.

Рекой Кубань край делиться на две части. Две тритии его территории приходится на северную, равнинную часть, включающую Кубано-приазовскую низменность и окраину Ставропольской возвышенности, одна треть - на южную, занимающую западные предгорья и часть Большого Кавказского хребта (абс. высоты до 3256 м).

Природные условия для жизни населения весьма благоприятные. Климат от умеренного континентального на большей части территории до субтропического на черноморском побережье (к югу от Туапсе). Средние температуры января от -4°С на равнине, до 5° на побережье, июля: 22 - 24°. Осадков в год - от 400 мм на равнине до 3240 мм в горах. Во время весеннего снеготаяния на реках обычны паводки. На равнине Западного Предкавказья преобладают особенно плодородные предкавказские карбонатные черноземы, в горах -- горнолесные бурые и дерново-карбонатные почвы, в высокогорье -- горно-луговые. Уникальные по видовому разнообразию леса занимают более 1,8 млн. гектаров. Степи на 80% распаханы. Вегетационный период на равнине - 220-240 дней.

Протяжённость главных железнодорожных путей Краснодарского отделения РЖД - 2770 км (около 37 км/1000 кв. км). Важнейшие морские порты - Новороссийск, Туапсе: здесь расположены крупнейшие в стране нефтяные и зерновые терминалы. Река Кубань до устья Лабы судоходна.

Экономику Краснодарского края определяют агропромышленный, топливно-энергетический, транспортный, курортно-рекреационный комплексы: развиты также машиностроение, лесное хозяйство, деревообработка и мебельное производство, промышленность строительных материалов.

Агропромышленный комплекс - основная отрасль народного хозяйства края. Здесь занята половина трудоспособного населения. Кубань по праву называют житницей России. Край занимает 2,3% сельхозугодий РФ, а производит более 6% валовой сельхозпродукции страны. Общая земельная площадь в крае - 7,5 млн. гектаров, из них 4 млн. га - пашня.

Многоотраслевая промышленность края является одним из основных источников пополнения краевого бюджета: в 2000 г, рост поступлений от предприятий в консолидированный бюджет края составил 30%.

Особое место принадлежит топливно-энергетическому комплексу 20% объёма промышленности. Кубань является родиной отечественной нефтяной промышленности; добыча нефти ведётся здесь с 1864 г.

Машиностроение и металлообработка занимают в общем объёме промышленного производства края 10%. Машиностроительную продукцию выпускают более ста крупных предприятий. В её структуре - металлорежущие и деревообрабатывающие станки приборы и средства автоматизации, сельскохозяйственная техника, электродвигатели, насосы, нефтепромысловое, буровое оборудование, компрессоры, оборудование для нужд железнодорожного транспорта. Наиболее крупные предприятия расположены в Краснодаре. Армавире. Тихорецке, Новороссийске, Ейске. Край развивает собственное сталепрокатное производство: строится два сталепрокатных комплекса в г. Абинск.

Деревообрабатывающая промышленность базируется на продукции пятидесяти местных лесозаготовительных предприятий, эксплуатирующих леса, которые являются основным в России источником древесины цепных пород (бук, дуб). Продукция отрасли - полиматериалы, древесностружечные и древесноволокнистые плиты, паркет, мебель для офисов и жилых помещений.

Продукция химической промышленности - фосфорные минеральные удобрения, серная кислота, лакокрасочные материалы, йод кристаллический, резинотехнические изделия.

Легкая промышленность представлена текстильными, швейными, кожевенными, меховыми, обувными предприятиями. Наиболее крупные из них находятся в Краснодаре. Имеется стекольное и фарфоро-фаянсовое производство.

Пищевая промышленность Краснодарского края - не только ведущая отрасль в экономике края, но и лидер российской пищевой отрасли.

Углеводородное сырье. Добыча нефти и газа в Краснодарском крае, старейшем нефтегазодобывающем регионе страны, в настоящее время падает, не играя значительной роли в нефтегазодобыче страны. Месторождения углеводородного сырья Краснодарского края приурочены к продуктивным комплексам Северо-Кавказско - Мангышлакского нефтегазоносного бассейна (НГБ) - юрским, меловым, палеогеновым и неогеновым - располагаются на глубинах от 200 м до 5 км.

К началу 2010 г. в Краснодарском крае Государственным балансом полезных ископаемых учтено 95 месторождений, содержащих запасы нефти, в числе которых 61 нефтяное, 22 газонефтяных, одно нефтегазовое и 11 нефтегазоконденсатных. По текущему количеству запасов все месторождения мелкие (рисунок 1.2).

Рисунок 1.2 - Месторождения углеводородного сырья Краснодарского края

Газотранспортная сеть Краснодарского края включает несколько магистральных газопроводов. По территории края проходят участки газопроводов «Голубой поток», Армавир - Ростов-наДону - Серпухов - Москва - Ленинград. Особенность строительства магистральных газопроводов на Кубани - их закольцованность, что позволяет по мере надобности переключаться с подачи газа на приём. Газопроводы-отводы низкого давления, подающие топливо непосредственно в населённые пункты, обеспечивают уровень газификации края, приближающийся к 70%.

Кущевское подземное хранилище газа входит в сеть газопроводов «Голубой поток»

1.2 Геолого-геофизическая изученность

Кущевское подземное хранилище газа было создано в 1991 году на базе Кущевского газоконденсатного месторождения (рисунок 1.3), входящего в северную группу газоконденсатных залежей Краснодарского края. В настоящее время на Кущевском ПХГ продолжается XVIII-й цикл эксплуатации (первый цикл был в 1991 году).

Рисунок 1.3 - Схема размещения газовых месторождений

С момента создания хранилища (с 1991 года) и до июня 1993 года на Кущевском ПХГ бурились только одиночные вертикальные скважины, а с июня 1993 года (первая горизонтальная скважина № 102) началось бурение горизонтальных скважин - как одиночных, так и кустовых - с радиально-лучевым направлением горизонтальных стволов (рисунок 1.4).

Рисунок 1.4 - Схема размещения скважин на Кущевском ПХГ

По состоянию на 11.10.2005 года всего пробурено 86 горизонтально-направленных скважин, из них 13 - одиночных и 73 - кустовых, расположенных в 15 кустах. Состав фонда скважин приведен в таблице 1.

Таблица 1 - Фонд скважин на Кущевском ПХГ на 11 октября 2005 г

Состав фонда скважин	Всего по ПХГ	В том числе, находящихся на балансе ПХГ и других организаций
		Нижний мел	В.мел. эоценмайкоп
		Iа пласт	I пласт	(Iа + I) пласт	II, III пласты
				наклонные	вертикальные
1. Работающие на закачке или отборе газа	-
2.Пригодные к работе, но неиспользуемые при текущих объемах закачки или отбора газа	1152
3. Всего действующих (1+2)	152
4.Всего бездействующих скважин (в ожидании ремонта, в ремонте)	7		46,48,52	78,92,188	38
5.Всего обустроенных и подключенных скважин (3+4)	159		25,34, 39,46,48, 52,57,64, 151, 168	73,78, 80, 88, 90- 98, 102, 104, 106, 108, 110 - 112, 118,120 -127, 136 - 148, 152 - 179 -188, 193, 196, 201 - 226	75, 77, 79, 81 - 91, 94, 96 - 100, 101 - 105, 107, 109, 113 -124, 126, 128, 129, 130 - 137, 142, 149, 150, 156, 160 - 178, 181, 189, 190, 192, 194, 203,
6.Находящиеся в ожидании подключения
7.Весь эксплуатационный фонд (5+6)	159	--	10	86	63
8. Находящиеся в консервации	--	--	--	--	--	--	--
9. Наблюда-тельные всех видов - ИТОГО:	41	5	11	--	9	8	8
А) наблюдательные	28	27,28, 36,37, 49	3,20, 22, 23, 31, 43, 40, 41,54, 320		2,4,16,17,21,32,53, 56	ЙЙ-26,71 ЙЙІ-42, 70
Б) контрольные	6						313-в.мел. 314-эоцен 315,227,228-майкоп 229-караган
В) геофизические	7				51	II-318 III-323 324,44	24,45
10.Ликвидированные после бурения	3	33,35, 316
11.Ликвидированные после эксплуатации	1	47
12.Поглощающие скважины	2					230, 231
13.Всего скважин	206

1.3 Геологическое строение района работ

1.3.1 Статиграфия

В геологическом строении месторождения принимают участие докембрийский комплекс пород, отложения палеозоя, мезозоя, палеогена и неогена (рисунок 1.5).

По данным сейсмических исследований, структурного, разведочного и эксплуатационного бурения, в строении поднятия участвуют породы осадочного комплекса от мезозойских до плиоцена.

Фундамент, на котором несогласно залегаем осадочный чехол, представлен метаморфическими породами докембрийского возраста - микрогнейсы, граниты, гранито-гнейсы, амфиболиты.

Выше по разрезу отмечается переходная зона от фундамента к чехлу - это нерасчлененные отложения небольшой мощности (порядка 50 м), сложенные каолинированнымми песчаниками, разрушенными гранитами.

Отложения меловой системы начинают толщу осадочного чехла. Она представлена двумя отделами: верхний и нижний. В нижнем отделе выделен альбский горизонт - мощность его составляет от 115 до 220 м, сложен алекролитами и песчаникми с прослоями глин, в верхней части отмечается пласт глин. Верхний отдел системы расчленен на 4 горизонта:

Сеноманский - мощность варьируется по разрезу от 86 до 144 м, сложен мергелями и глинами.

Туронский - мощность горизонта 15-52 м, представлен светлыми известняками.

Горизонт объединяет два яруса - кампанский и верхнесантонский, сложен в нижней части светло-серыми известняками, выше по разрезу отмечаются сильно известковистые глины, их перекрывает толща мергелей и глинистых известняков. В средней части горизонта выделена толща глинистых алевролитов, а в верхней - серые глины, известковистые.

Маастрихстский - имеет значительную вариации мощности по площади - от 5 до 128 м, основная часть пород, слагающих этот горизонт, представлена серыми глинами и только в самой верхней части выделены мелкозернистые песчаники.

На породах меловой системы согласно залегают породы палеогеновой, в толще которых выделено 4 горизонтов. Палеоцен имеет мощность порядка 61 м, в нижней части толщи отмечается чередование глин с алевролитами, выше разрез сложен глинами. Эоценовый отдел сложен двумя свитами: черкесская, мощностью 325 м, в нижнее части представлена глинами с прослоями алевролитов, вше отмечаются мощные пачки глинистых алевролитов разделенные тонкими прослоями глин, завершают разрез свиты плотные песчаные глины.



Рисунок 1.5 - Сводная литолого-статиграфическая колонка

Тихорецкая свита, мощностью от 23 до 41 м, выполнена чередованием пластов глин и алевролитов.

Олигоценовый отдел весь охватывает майкопская свита. Её мощность варьируется в пределах 190-230 м, а разрез выполнен в основном глинами, только в средней части встречаются маломощные прослои алевролитов.

В породах неогеновой системы выделен миоценовый отдел, который разбит на 4 горизонта, отложения нижней части отдела по возрасту отнесены к майкопской свите. На ней с перерывом залегают породы Караганского горизонта. Их мощность достигает 45 м, представлены глинами с прослоями кварцевых песчаников. Сарматский горизонт, мощностью до 110 м, сложен глинами, в средней его части выделены прослои песчаников и мергелей. Меотический горизонт в основании выполнен толщей известняка, выше по разрезу залегают пласты глин с прослоями алевролитов. Мощность этих отложений не превышает 70 м. Понтический горизонт сложен глинами с желтоватым оттенком, его мощность изменяется в пределах от 28 до 54 м.

Выше по разрезу согласно залегают породы нерасчлененной толщи плиоцена и четвертичной системы. Их мощность достигает 170 м. В основании глины, выше по разрезу чередование песков и алевролитов с тонкими прослоями глин. В средней части литология по латерали не выдержана. Пески замещаются глинами. Кровля отложений - суглинки и супеси четвертичного возраста.

Основные объекты эксплуатации Кущевского ПХГ по геологическому возрасту принадлежат нижнемеловым отложениям мезозоя. Рассмотрим их подробнее.

Отложения альбского яруса с большим стратиграфическим угловым несогласием ложатся на докембрийский кристаллический фундамент и кору выветривания и лишь на узком участке они подстилаются палеозойскими породами. Исходя из литологического признака, альбские отложения условно можно разделить на две пачки - нижнюю и верхнюю, не являющихся стратиграфическими подразделениями альбского яруса.

Нижняя пачка представляет собой чередование отдельных прослоев алевролито-песчанистых разностей и глин. Алевролиты и песчаники от светло-серых до более темных тонов, кварцевые, слюдистые, неизвестковистые, к подошве с обилием глауконита. Глины от светло-серых до темно-серых и черных, алевритистые, слюдистые, местами со значительным количеством обуглившихся растительных остатков, неизвестковистые. Характерно увеличение мощности этой пачки в южном направлении. Так, если общая мощность в скв.№5 равна 130 м, то в скв.№6 она достигает 145 м. В своде залежи по скв.№3 мощность значительно уменьшена и составляет 90 м. В подошве пласты представлены более грубозернистыми материалами.

Верхняя пачка песчано-глинистая. Разделом между верхней и нижней пачкой служит глинистый прослой, мощность которого изменяется от нескольких метров в скв.№3, 5 до 12 - 17 м в скв.№6, 8. Глины - от темно-серых до черных, песчано-слюдистые, неизвестковистые. Мощность песчаной пачки в противоположность подстилающей глинистой, уменьшается к югу и юго-востоку. Общая мощность альбских отложений на месторождении колеблется от 106 до 248м.

Наблюдается резкое сокращение альбских отложений в юго-западном направлении (в скв.№8 мощность альбского яруса равна всего 56 м), Сокращение мощности альбского яруса происходит за счет выпадения прослоев в нижней части разреза. Наблюдается довольно резкое сокращение мощности в северном направлении с одновременным возрастанием песчанистости. Глинистые прослои, особенно в верхней пачке, уменьшены и сменяются обычно прослоями с повышенной песчанистостью.

1.3.2 Тектоника

В региональном структурно-тектоническом плане Западного Предкавказья Кущевское поднятие расположено на юго-восточной периклинали Ростовского выступа. Границами выступа на юге являются Ирклиевская мегасинклиналь и Калниболотский выступ, на востоке -- Целинская седловина (рисунок 1.6).

Рисунок 1.6 - Обзорная карта нефтяных и газовых месторождений Азово-Кубанской нефтегазоносной области. Месторождения: 1 - Северо - Кущевское,2 - Кущевское, 3 - Екатериновское, 4 - Староминское, 5 - Ленинградское, 6 - Бейсугское, 7 - Каневское, 8 - Лебяжье, 9 - Челбасское, 10 - Крыловское, 11 - Сердюковское, 12 - Березанское, 13 - Усть - Лабинское, 14 - Двубратское, 15 - Ладлжское (нижний мел), 16 - Некрасовское, 17 - 18 - Юбилейное (юра) и Ладожское (сармат), 19 - Великое, 20 - Темиргоевское, 21 - Алексеевское, 22 - Малороссийское, 23 - Митрофановское, 24 - Ловлинское, 25 - Кавказское, 26 - Соколовское, 27 - Южно - Соколовское, 28 - Армавирское, 29 - Советское, 30 - Южно - Советское, 31 - Александровское, 32 - Бесскорбиенское, 33 - Убеженское, 34 - Николаевское, 35 - Северо - Николаевское, 36 - Баракаевское, 37 - Тульское, 38 - Майкопское, 39 - Ширванское, 40 - Безводненское, 41 - Краснодагестанское, 42 - Самурское, 43 - Нефтегорское, 44 - Нефтянское, 45 - Восковая Гора, 46 - Хадыженская площадка, 47 - Хадыженское, 48 - Кабардинское, 49 - Асфальтовая Гора, 50 - Широкая Балка, 51 - Кура - Цеце, 52 - Кутаисское, 53 - Абузы - Апчас, 54 - Мирная Балка, 55 - Ключевое, 56 - Дыш, 57 - Калужское, 58 - Новодмитриевское, 59 - Восточно-Северское, 60 - Северское, 61 - Азовское, 62 - Убинское, 63 - Зыбза - Глубокий Яр, 64 - Холмское, 65 - Ахтырско-Бугундырское, 66 - Северо - Ахтырское, 67 - Абино - Украинское и Левкинское, 68 - Украинское? 69 - Крымское, 70 - Северо - Крымское, 71 - Кудако-Киевское, 72 - Кеслеровское, 73 - Адагумское, 74 - Курчанское, 75 - Западно - Анастасиевское, 76 - Анастасиевско - Троицкое, 77 - Северо-Анстасиевское, 78 - Славянское, 79 - Фрунзенское, 80 - Красноармейское, 81 - Южно-Андреевское, 82 - Фонталовское, 83 - Старотиторовское, 84 - Стрельчанское, 85 - Камышеватое, 86 - Джигинское, 87 - Благовещенское, 88 - Витязевское, 89 - Дообское, 90 - Прасковеевское, 91 - Пшадское.

К северу от Кущевского поднятия располагается Северо-Кущевское поднятие, на востоке - Серебринское, на юге - Екатериновское, Ленинградское и Старо-Минское.

Согласно сейсмическим исследованиям 1952 года, Кущевское поднятие (рисунок 1.7) было оконтурено одной изогипсой - 1400м и представляло собой брахиантиклиналь северо-восточного простирания.

Размер складки по отражающему сейсмическому горизонту, в пределах замкнутой изогипсы - 1400м составляет 13,0 и 3,0 км. По сейсмической структурной карте, построенной после детальной сейсмической съемки площади в 1959 году, по отражающему сейсмогоризонту более четко видна форма и размер брахиантиклинали. Так, ось северо-восточной части структуры изменила направление на широтное. По замкнутой сейсмоизогипсе 1150м, размеры складки по большой и малой осям стали равны 7,5 х 4 км, высота - 100 м. Сейсмическое исследование послужило основой для поискового бурения на данной площади.

Рисунок 1.7 - Структурная карта по кровле пласта Ia

На структурной карте (рисунок 1.7), построенной по кровле коллекторов нижнего мела (пласт Ia), поднятие представлено брахиантиклинальной складкой платформенного типа с углами падения: на севере до 33°, на востоке 7°, на юге и западе 1,5 - 2°, амплитудой 216 м (по замкнутой изогипсе - 1391м) и размеры по замкнутой изогипсе 7,5 х 5 км.

Складка имеет неправильную форму с несколько вытянутыми северо-восточными и юго-восточными окончаниями (рисунок 1.8).

Вверх по разрезу происходит выполаживание складки, однако по кровле сантона находят свое отражение все структурные формы, отмеченные по альбским отложениям. Наиболее интенсивно выполаживание крыльев установлено на границе мезозойского и кайнозойского комплексов.

Рисунок 1.8 - Поперечны профиль по линии скважина на Кущевской площади

Почти полное затухание складчатости фиксируется в верхнеэоценовых отложениях. В пределах Кущевской площади эоценовые и вышележащие отложения лежат моноклинально, воздымаясь к северу, под углом, немногим более одного градуса.

1.3.3 Целевые горизонты

Залежь Кущевского ГКМ - пластовая, сводовая. Начальный газоводяной контакт на месторождении был установлен на абсолютной отметке - 1391 м. Общая мощность продуктивной части изменяется от 80 до 180 м, уменьшаясь к северу и западу. В продуктивном разрезе были выделены до 40 проницаемых пропластков, в связи с этим, выделялись несколько пластов - Iа`, Iа, I, II, III и кора выветривания.

Объект закачки и отбора газа - терригенные коллекторы нижнемелового возраста (альбский ярус) - Iа`, Iа и I пласты, залегающие на глубинах 1200-1400 метров. Литологически коллекторы представлены кварцево-глауконитовыми глинистыми алевролитами с примесью полевого шпата, неизвестковыми. Текстура пород линзовидно-слоистая, часто сгустковая, обусловлена неравномерным количеством глинистого материала. Характерно, что при значительном содержании глинистого материала (до 45%) алевролиты сохраняют высокую пористость насыщения (23-31%б в отдельных случаях до 33-38 %). Проницаемость коллекторов низкая и составляет 10-20 мД, при средней проницаемости, равной 18,7 мД. Коллекторы имеют высокие значения остаточной водонасыщенности: от 28 до 53 %, при средней - 40.8 %. Это, по-видимому, связано со структурно-текстурными особенностями указанных коллекторов.

Пластовые воды по типу - гидрокарбонатно-натриевые (тип вод - хлоркальциевый с общей минерализацией 1606 мг-экв./л). Минерализация вод изменяется в небольших пределах и составляет 46 г/л, удельное электрическое сопротивление пластовой воды при средней температуре пород (на глубине около 1400 м) 47 градусов Цельсия - 0.1 Ом*м.

По данным ГИС-бурения УЭС пластов имеют низкие значения:

- в газонасыщенной зоне - от 1.4 Ом*м до 7 Ом*м;

- в водонасыщенной - от 1.3 до 3.5 Ом*м.

По результатам анализов керна и ГИС по старому фонду скважин, а также после бурения двух оценочных скважин (и изучения кернового материала из них), пробуренных в 1992 году, были уточнены литолого-петрофизическая и интерпретационная модели коллекторов - объектов закачки и отбора газа на ПХГ.

На гипсометрической отметке -1350 метров начальное пластовое давление на месторождении составляло 14,7 Мпа, а в конце разработки, в 1991 году - 2,01 Мпа.

Кущевское ПХГ рассчитано на закачку 5,0 млрд. куб. м газа.

Контрольные горизонты

На Кущевском ПХГ выделены три контрольных горизонта (сантон, средний эоцен, майкоп), на которые пробурено 3 скважины. В 1994 г. было пробурено дополнительно 3 контрольные скважины на хадумский, майкопский и чокракский горизонты.

2. Техника и методика ГИС-контроля на ПХГ

2.1 Организация промыслово-геофизических работ на ПХГ

Эксплуатация Кущевского ПХГ проводится циклами, состоящими из 4 режимов работы:

1. Первая закачка газа была начата а 1984 г. (цикл I₁) и проводилась в мае - октябре;

2. Нейтральный период после закачки проводился в октябре - ноябре (цикл I₂);

3. Отбор газа проводился в декабре - марте (цикл I₃);

4. Нейтральный период после отбора проводился в апреле - мае (цикл I₄).

XXV цикл был начат в 2008 г. и также проводился в четырех режимах:

1. Цикл XXVI - закачка газа;

2. Цикл XXV2 - нейтральный период после закачки;

3. Цикл XXVз - отбор газа;

4. цикл XXV₄ - нейтральный период после отбора.

Время нейтрального периода может изменяться в каждом цикле. Такой режим работы требует проведения ГИС в максимально короткие сроки, при этом требуется провести большой объем геофизических исследований ряда скважин за время простоя газохранилища.

2.2 Эксплуатация скважин на подземных хранилищах газа

Основным показателем, определяющим эксплуатацию газовых скважин на ПХГ, является суточная производительность, которую замеряют и контролируют на газосборном пункте (далее - ГСП).

Технологический режим эксплуатационных скважин в период отбора (закачки) определяют на основе результатов гидро-газодинамических исследований.

По эксплуатационным скважинам газохранилища должен устанавливаться технологический режим, обеспечивающий безопасную работу скважин и заданный суточный отбор (закачку) газа из хранилища.

Технологический режим эксплуатации газовых скважин в процессе эксплуатации ПХГ может корректироваться на основе результатов газодинамических исследований.

Исследование эксплуатационных газовых скважин производят без выпуска газа в атмосферу путем регистрации расхода и соответствующего давления в пласте-коллекторе, забое, устье скважины, ГСП, на входе и выходе компрессорной станции (далее - КС) (при закачке и компрессорном отборе газа), газопроводе подключения и диаметра штуцера. Исследования скважин проводят на 5 режимах при различных пластовых давлениях (максимальном, гидростатическом и минимальном) в объекте хранения. Результатом проведенных исследований является разработка технологической модели эксплуатации скважин и наземного обустройства, которая является составной частью технологической модели эксплуатации хранилища.

Исследование скважин в атмосферу допускается при их освоении.

Последовательность и частота исследований эксплуатационных скважин в процессе эксплуатации газохранилища определяются при составлении обеспечения.

При необходимости выполняют дополнительные исследования с целью выяснения причин, влияющих на изменение продуктивной характеристики пласта-коллектора (вынос жидкости, песка, образование гидратных пробок и т.д.). Предотвращение гидратообразования в пласте-коллекторе и стволах эксплуатационных скважин осуществляют путем:

- выбора соответствующего технологического режима;

- непрерывной или периодической подачи на забой (устье) действующей скважины ингибитора гидратообразования;

- покрытия внутренней поверхности обсадной колонны и лифтовых труб веществами, препятствующими отложению гидратов (эпоксидными смолами, полимерными пленками и т.д.).

Ликвидацию гидратных отложений в стволах скважин производят:

- продувкой с необходимой предварительной выдержкой скважины в закрытом состоянии с целью частичного разложения гидратов теплом окружающих пород;

- циркуляцией ингибитора по трубкам, спускаемым в скважину через сальниковое уплотнение на устье.

Если установлено наличие в газе опасных концентраций сероводорода или углекислоты, то необходимо провести предварительные исследования по выяснению фактической коррозионной агрессивности газожидкостного потока.

При установлении опасности развития коррозии необходимо проведение специальных исследований для разработки и выбора рациональных методов защиты от коррозии. Способ защиты от коррозии должен быть обоснован в технологическом проекте ПХГ и реализован в период подготовки ПХГ к эксплуатации.

В качестве мероприятий для защиты от внутренней коррозии подземного и наземного оборудования скважин применяют:

- ингибиторы коррозии;

- оборудование из специальных сталей с учетом установленного вида коррозии;

- термическая обработка оборудования по специально разработанным режимам;

- очистка газа от коррозионно-агрессивных компонентов;

- защитные металлические и неметаллические покрытия.

На ПХГ, характеризующихся коррозионной активностью продукции скважин, необходимо вести систематический контроль за применением выбранных методов защиты от коррозии, их эффективностью и состоянием скважин.

Эксплуатацию газовых скважин на ПХГ проводят по НКТ. Необходимость изоляции затрубного пространства определяют в технологическом проекте ПХГ.

В отдельных случаях при отсутствии в газе агрессивных и эрозионных компонентов допускают эксплуатацию скважин по эксплуатационной колонне при условии соблюдения индивидуально разработанных мероприятий, обеспечивающих безопасность такого способа эксплуатации, которые согласуют в территориальных органах Госгортехнадзора России и утверждают в установленном порядке.

За техническим состоянием и эксплуатацией скважин на ПХГ осуществляют постоянный контроль, который включает:

- наружный осмотр колонной головки, задвижек и обвязки устья;

- наблюдение за изменением давления и температуры;

- замер межколонного давления;

- замер выносимой потоком газа жидкости;

- контроль за выносом песка и других примесей;

- периодический отбор и анализ проб газа и выносимой пластовой жидкости;

- контроль производительности скважины;

- контроль потерь давления на забое, стволе и шлейфе скважины;

- геофизические и др. виды специальных исследований.

В эксплуатационных, наблюдательных, контрольных, поглотительных скважинах необходимо периодически проверять состояние призабойной зоны, наличие сообщения с пластом-коллектором, а также отсутствие загрязнений в стволе скважины. При обнаружении пробок, ухудшении сообщения с пластом, загрязнении ствола и призабойной зоны должны быть приняты меры по восстановлению работоспособности скважин.

Изменение технологического назначения эксплуатационных скважин согласуют с организацией ведущей авторский надзор за эксплуатацией ПХГ, территориальными органами Госгортехнадзора России и утверждают в установленном порядке.

Изменение технологического назначения допускается при:

- технико-экономической нецелесообразности дальнейшей эксплуатации;

- невозможности (по техническим причинам) эксплуатации скважиной проектного горизонта;

- отсутствии технологической необходимости использования скважины по своему функциональному назначению.

Перевод скважин на другие горизонты согласуют с организацией, ведущей авторский надзор эксплуатации ПХГ, территориальными органами Госгортехнадзора России и утверждают в установленном порядке.

Ремонтные работы в скважине осуществляют по плану, который составляет служба капитального ремонта скважин, согласовывают с геологической службой ПХГ и утверждают в установленном порядке.

При капитальном ремонте скважин с аномально низкими пластовыми давлениями следует использовать специальные облегченные растворы, эмульсии и пены, исключающие поглощения в процессе проведения работ.

Дело скважины является основным документом на ПХГ для всех видов скважин. Основные данные из дела скважины дублируются в электронном виде в составе ИБД.

Комплекс ГИС ориентирован на исследование обсаженных скважин, текущим и капитальным ремонтом скважин, изменением конструкций, различными осложнениями при эксплуатации, заносят в Дело, скважин и ИБД.

Пользователь недр в соответствии с действующими положениями проводит работы по переаттестации скважин, фонтанных арматур и колонных головок. Соответствующая организация, дает заключение о возможности и сроке их дальнейшей эксплуатации, которое согласовывается с организацией ведущей авторский надзор за эксплуатацией ПХГ, территориальными органами Госгортехнадзора России и утверждается в установленном порядке.

После утверждения технологического проекта ПХГ, организация (разработчик) осуществляет авторский надзор за эксплуатацией ПХГ.

Авторский надзор за эксплуатацией ПХГ обеспечивают системой контроля и наблюдений, которая включает в себя гидрогазодинамические, термодинамические, физико-химические, геохимические, промыслово-геофизические, компьютерные и другие виды исследований, в том числе и выполняемые специализированными организациями, которые определяются Обеспечением объектного мониторинга недр при эксплуатации подземных хранилищ газа (далее - Обеспечение) (приложение А) и включает работы по:

- оценке соответствия фактических и проектных показателей эксплуатации газохранилища, пробуренного фонда скважин, установленного подземного и наземного оборудования и других технологических узлов;

- расчету режимов закачки (отбора) газа;

- оптимизации технологических параметров эксплуатации искусственных газовых залежей с уточнением активного и буферного объемов газа, производительности и необходимого количества эксплуатационных скважин;

- анализу адекватности геологической и технологической модели эксплуатации ПХГ и их совершенствованию;

- аудиту запасов газа в хранилище;

- разработке обеспечения;

- корректировке режимов закачки и отбора газа с учетом детализации геологического строения и выявленных гидродинамических особенностей объекта хранения, состояния скважин и возможностей газотранспортной системы;

- установлению аномальных направлений преимущественного распространения газа в объекте хранения, оценке зон максимального и минимального газонасыщения, регулированию процесса заполнения порового объема структурной ловушки;

- оценке герметичности объекта хранения;

- геодинамике недр;

- установлению технологических параметров эксплуатации газохранилища на длительный период его функционирования при выявленных в ходе текущей эксплуатации особенностях, изменившихся условиях в ЕСГ и других отклонениях исходной информации;

- проведению дополнительных видов газодинамических исследований;

- интенсификации технологических процессов закачки и отбора газа, повышению коэффициента использования эксплуатационного фонда скважин;

- оценке и сокращению затрат газа на СТН;

- совершенствованию технологии и изысканию принципиально новых решений по энергосберегающей и безотходной эксплуатации объектов;

- выдаче заключений по техническому состоянию скважин;

- подготовке справок и заключений по текущему состоянию хранилища, оперативных материалов для заказчика и контролирующих органов.

В каждом конкретном случае объем работ по авторскому надзору на текущий календарный год устанавливают с учетом их целесообразности, очередности и ожидаемых результатов. Отдельные виды работ могут быть затребованы заказчиком во исполнение решений, предписаний Госгортехнадзора России и других ведомств.

По результатам осуществления авторского надзора в общем случае в течение года представляют краткие информационные отчеты с указанием объема выполненных работ, основных результатов и выводов. В конце года исполнитель передает заказчику единый заключительный отчет по выполненным работам в соответствии с календарным планом.

2.3 Основные принципы ГИС-контроля

1. Информативность является обоснование выбора скважин на структуре; это позволит максимально эффективно использовать выбранный фонд скважин для системного ГИС-контроля при решении поставленных задач.

2. Периодичность - это соотношение достоверности наблюдаемого параметра со скоростью его значимых изменений (скорость процесса).

3. Системность ГИС-контроля и ГИС-техконтроля:

а) профилактическая;

б) диагностическая (целевые исследования);

с) оценка эффективности реализации рекомендаций и мероприятий.

4. Технологичность:

д) выбор комплекса ГИС и последовательность измерении;

е) выбор и последовательность режимов работы скважины, позволяющих получить контрастные эффекты;

ж) при аномальных отклонениях регистрируемых значении параметров от фоновых, необходимо проводить многократные повторы в аномальных интервалах для выяснения их характера (случайность, динамичность, интенсивность и т. д.);

з) при исследованиях необходимо исключить утечки через сальник лубрикатора и запорную арматуру.

Информационное обеспечение геофизических измерений -- например, установка дистанционных устьевых датчиков давления, температуры и т.д.

Рекомендуемый цикл исследований и комплексы промыелово-геофизических исследований по контролю эксплуатации месторождений и подземных хранилищ газа представлены ниже (см. таблицу 2.1., 2.2.)

Таблица 2.1 - Рекомендуемый цикл исследований на ПХГ (периодичность работ)

№ п/п	Наименование геолого-технических задач	Тип скважин
		Пьезометрические	Геофизические	Эксплуатационные
1	Определение газонасыщенной мощности пласта и Кг	Не реже 2-х раз за сезон (закачка - отбор)	Не реже 2-х раз за сезон (закачка - отбор)	Не реже 2-х раз за сезон (закачка - отбор)
2	Определение положения контура ГВК	2 раза за сезон (нейтральный период)	2 раза за сезон (нейтральный период)	2 раза за сезон (нейтральный период)
3	Отбивка забоя	Не реже 1 раза в год	Не реже 1 раза в год	Не реже 1 раза в год
4	Освидетельствование степени сообщаемости скважины с пластом и выявление заколонных перетоков	2 раза в год	2 раза в год	2 раза в год
5	Комплексное промыслово-геофизическое обследование технического состояния скважин	Не реже 1 раза в 5 лет	Не реже 1 раза в 5 лет	Не реже1 раза в 5 лет

Таблица 2.2 - Комплексы промыслово-геофизических исследований по контролю эксплуатации Кущевского подземного хранилища газа

Задачи, решаемые Геофизическими методами	Промыслово-геофизические методы
	Обязательный комплекс	Дополнительный комплекс
	Метод	Метод
Геолого-промысловые задачи
Определение коэффициентов газонасыщенности коллекторов, газонасыщенной толщины, идентификация положения текущего ГВК	НГК Барометрия Термометрия	2ННКт ИННК
Определение профиля притока, дифференциальных и суммарных дебитов, оценка продуктивности пласта и фильтрационных коэффициентов, определение пластовых, забойных давлений и температур.	Термоанемометрия Термометрия Механическая Расходометрия, Локатор муфт МИД-К Барометрия Шумометрия
Выявление источников обводнения и интервалов поступления воды в ствол скважины	НГК ГК Термометрия Шумометрия	2ННКт ИННК
Поиск вторичных скоплений газа, выявление источников и характера перетоков.	НГК Термометрия Шумометрия	2ННКт ИННК
Наблюдение за формированием радиогеохимического эффекта	ГК
Технические задачи
Контроль интервалов перфорации, оценка совершенства вскрытия пластов	МИД-К
Определение металлических элементов конструкции скважин и подземного оборудования	МИД-К
Изучение местоположения текущего забоя, его герметичности, наличия песчано-глинистых пробок	НГК ГК Термометрия Локатор муфт	2ННКт
Оценка герметичности колонн и НКТ	НГК Термометрия Барометрия МИД-К
Диагностика пропусков газа по резьбовым (муфтовым) соединениям	НГК и МИД-К Термометрия Барометрия Шумометрия
Определение степени разрушения призабойной зоны	НГК Термометрия	2ННКт
Определение качества сцепления цементного камня с породой и колонной	АКШ СГДТ-НВ
Уточнение плотности цементного камня и его распределения в заколонном пространстве	АКШ СГДТ-НВ
Технологические задачи
Изучение термобарических условий в стволе скважины	Барометрия Термометрия Влагометрия
Определение фазового состояния флюида	Барометрия Термометрия Влагометрия
Индикация уровня жидкости при различных режимах работы скважины	Барометрия Термометрия Влагометрия
Изучение условий образования и выноса жидкой фазы на поверхность	НГК Барометрия Термометрия Влагометрия	2ННКт
Контроль качества цементирования скважин и диагностика обсадных колонн
Уточнение конструкции скважин (местоположения башмаков НКТ, технической и эксплуатационной колонн, центрирующих фонарей, ПДМ, ПВМ, фильтров, пластырей)	МИД-К Термометрия ГГК-Ц
Определение толщины НКТ, технической и эксплуатационной колонн	МИД-К
Выявление дефектов забойного оборудования	МИД-К
Определение внутреннего диаметра эксплуатационной колонны, мест и качества свинчивания в муфтовых соединениях, выявление коррозии.	ПТС-4 МИД-К
Определение интервалов перфорации и идентификация вида дефектов в интервале перфорации (трещины, раздутия и т.д.)	МИД-К
Выявление нарушений в эксплуатационной колонне (раздутия, трещины, порывы, смятия)	МИД-К

Основанием проведения системного геофизического контроля эксплуатации ПХГ являются:

- Регламент геолого-технологического и экологического мониторинга за эксплуатацией и герметичностью Кущевского ПХГ, согласованному и утвержденному во ВНИИГАЗе.

- Типовые и обязательные комплексы промыслово-геофизических исследований скважин - РД-51-1-93, а также утвержденные «Комплексы...» рассматриваемым месторождениям и ПХГ.

Безопасность эксплуатации подземных хранилищ газа обеспечивается объектным мониторингом объекта хранения, герметичностью покрышки, вертикальной и горизонтальной миграцией газа, техническим состоянием скважин и других элементов системы.

Выявлять техногенные залежи газа и мест его утечек.

3. Технические

- Контролировать интервалы перфорации пластов;

- Уточнять подвески НКТ, положения других элементов конструкции скважины и подземного оборудования;

- Определять негерметичности обсадных колони и НКТ;

- Определять текущее состояние колонн (дефекты, смятие, порывы, вздутия, коррозия);

- Изучать поглощение в зоне текущего забоя скважины, его герметичности, наличия песчано-глинистых пробок на забое;

- Оценивать текущее состояния цементного камня (качества сцепления цементного камня с колонной и породой; характера его распределения в заколонном пространстве скважины);

- Диагностика пропуска газа по резьбовым соединениям.

2.4 Аппаратура и методика геофизических исследований скважин

При геофизическом исследовании скважин на Кущевском ПХГ были проведены исследования следующими методами.

Гидродинамический каротаж (ГДК)

При гидродинамических исследованиях скважин давления, температуры и дебиты измеряют как на устье, так и в стволе скважины и на забое. Для измерений внутри скважины на Кущевском ПХГ использовались такие методы, как манометрия, термометрия, влагомерия. Целью этих исследований является определение положения газо-водяного контакта и определение мощности газонасыщенной толщи в продуктивном интервале.

Термометрия позволяет контролировать распределение закачиваемого газа по увеличению температуры пласта, как это имеет место при контроле за работой подземных газохранилищ (ПХГ). Очевидно применение термометрии при контроле нагрева пластов за счет перемещения по нему фронта горения. Выделение поглощающих воду интервалов проводится после прекращения закачки по эффекту охлаждения пластов. При этом получаемый эффект тем выше, чем больше объем нагнетаемой воды, т.е. чем ниже температура пласта за счет его охлаждения. Термометрия также применяется при контроле за заколонными газопроявлениями.

Влагометрия дает возможность определять состав флюидов в стволе скважины по величине их диэлектрической проницаемости е.

Манометрия позволяет измерять давление в скважине. На Кущевском ПХГ были использованы пружинно-поршневые манометры типа МГП и МПМ, в которых измеряемое давление воспринимается поршнем, соединенным с винтовой цилиндрической пружиной растяжения. Премещение поршня, пропорциональное измеряемому давлению, и пружины фиксируются записывающим пером на бланке диаграммы.

Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК)

Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж относится к активным методам регистрации излучений, возникающих при облучении специальными источниками, помещенными в скважинном приборе. В ИННК применяется измерительная скважинная установка, состоящая из импульсного скважинного генератора нейтронов и расположенного на некотором фиксированном расстоянии (длина зонда) от него детектора нейтронов. Данный метод применяется для определения характера насыщения и пористости пород и для определения положения газоводяного контакта.

На Кущевском ПХГ применялась аппаратура АИНК-43, разработанная в ВНИИА имени Н.Л. Духова.

Нейтронный гамма каротаж (НГК)

Нейтронный гамма каротаж метод исследований скважин, основанный на облучении горных пород быстрыми нейтронами и регистрации гамма-излучения, возникающего при захвате тепловых нейтронов в горной породе.

НГК проводился аппаратурой СП-62, ДРСТ-1, ДРСТ-3, СРК-1 в открытом стволе скважин. Основной масштаб записи n = 1 мкР/час/см. скорость записи V = 110-250 м/час. В качестве источников нейтронов использовались плутониево-бериллиевые источники мощностью 4,6 и 5,3 х 10⁶ нейтр/сек.

Нейтрон-нейтронный каротаж (ННК)

Нейтрон-нейтронный каротаж метод исследований скважин, основанный на облучении горных пород потоком быстрых нейтронов и регистрации многократно рассеянных медленных (надтепловых или тепловых) нейтронов.

На Кущевском ПХГ применялась двухканальная аппаратура РКМ-42 (ГК+ННК) предназначена для измерения естественной радиоактивности горных пород в диапазоне 0-100 мкР/ч, и нейтронного излучения для определения объемной водонасыщенности. Диаметр скважинного прибора 42 мм, длина 1900 мм. Максимальное рабочее давление 30 МПа, максимальная рабочая температура 110 ^оС.

HHK применяется при разведке и эксплуатации месторождений полезных ископаемых для количественного определения пористости и других коллекторских свойств горной породы, корреляции разрезов скважин; контроля продвижения пластовых вод, выявления интервалов обводнения пластов, изучения изменения газонасыщенности (повторными наблюдениями), а также для контроля за сооружением и эксплуатацией подземных газохранилищ.

Каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС)

ПС один из основных методов электрического каротажа, основанный на изучении естественного стационарного электрического поля в скважинах (образование которого связано с физико-химическими процессами, протекающими на поверхностях раздела скважина - породы и между пластами различной литологии).

На Кущевском ПХГ использовалась аппаратура ЭК-1. Скважинный прибор рассчитан на работу в скважине диаметром не менее 160 мм в водной промывочной жидкости с содержанием NaCl от десятых долей процента до минерализации, соответствующей насыщению, NaOH - от 10 до 20%, нефти - до 5-10%, при наибольшем значении температуры окружающей среды - 120°С и наибольшем гидростатическом давлении 100 MПa.

ПС позволяет решать обширный круг задач, связанных с изучением литологии пород, установлением границ пластов, проведением корреляции разрезов, выделением в разрезах пород-коллекторов, определением минерализации пластовых вод и фильтрата бурового раствора, коэффициента глинистости, пористости, проницаемости.

Каротаж обычными градиент и потенциал зондами (ГЗ и ПЗ)

Чаще всего при работах методом каротажа сопротивлений используются трехэлектродные зонды, в которых три электрода располагаются в скважине (четвертый электрод заземляется на поверхности, вблизи от скважины).

В потенциал-зонде расстояние между приемными MN или питающими АВ (их называют парными) электродами превышает расстояние от непарного электрода А или M до ближайшего парного. Точка записи, к которой относится измеренное кажущееся сопротивление, - середина АМ.

В градиент-зонде расстояние между парными электродами в пять-десять раз меньше расстояния до непарного. Точка записи находится посередине MN.

На Кущевском ПХГ использовались потенциал зонд А0,05 М и градиент зонд А0,025 МО, О25N с использованием аппаратуры МДО - 2 и МДО - 3 в масштабе записи n = 1 Омм/см. Скорость движения прибора в скважине не превышала 1000 м/час.

По значениям каротажа сопротивлений стандартного зонда можно получить истинные значения сопротивлений окружающих пород и оценить радиус проникновения бурового раствора. Чем больше радиус проникновения бурового раствора, тем больше пористость пород и лучше их коллекторные свойства. Также приращение потенциал зонда относительно градиент зонда является признаком коллектора.

3. Основные результаты ГИС-контроля на Кущевском ПХГ

3.1 Определение положения ГВК и газонасыщенной толщины продуктивной толщи

Скважина № 51г (рисунок 3.1) расположена на северо-западе структуры. Максимальная глубина прохождения приборов 1367.8м по данным НГК (I пласт, отложения нижнего мела).

По данным замеров ГИС-бурения, временных замеров РК пласты-коллекторы Ia' (1324-1329м), Ia (1333- 1344.8м) и I пласт (1347.4 - 1353.2м) отложений нижнего мела характеризуются как газонасыщеные, а в интервале 1353.2 - 1366.0м в I пласте возможно газ. Относительно ранее выполненных исследований РК текущего и от 20-21.04.2011г, 16-17.10.2010г изменения показаний в продуктивной толще не наблюдается. Подошвенная часть I пласта в интервале 1351.0-1366.0м характеризуется низкими показаниями НГК и ННК. Насыщение представлено поинтервально в таблице ниже и на планшете. По данным временных сопоставлений текущего замера НГК и замеров от 16-17.10.2010г, 20-21.04.2011г наличие ВГС за эксплуатационной колонной в пластах-коллекторах отложений карагана, майкопа, хадума, эоцена, верхнего и нижнего мела не отмечается.

Пласт	Кровля	Подошва	Н общ, (м)	Характеристика
Ia'	1324.0	1329.0	5.0	Газонасыщен
Ia	1333.0	1344.8	11.8	Газонасыщен
I	1347.4	1353.2	5.8	Газонасыщен
I	1353.2	1366.0	12.8	Возможно газ

При сопоставлении временных замеров НГК от 16-17.10.2010 г., 20-21.04.2011 г. и 24.10.2011 г. изменений в майкопских отложениях не отмечается.

Уровень жидкости по данным НГК за колонной отмечается на глубине 11.5м. Динамики уровня за эксплуатационной колонной не наблюдается.

При сопоставлении текущих замеров НГК от 20-21.04.2011г и замеров от 16-17.10.2010 г. уровень жидкости в эксплуатационной колонне отмечается на глубине 30.1 м. Динамика уровней жидкости показана в таблице:

Рисунок 3.1 - Текущее насыщение по временным замерам РК, скв. №51г.

Таблица 3.2

Дата исследования	Уровень в стволе (э/колонне)	Уровень за э/ колонной
29.09.2008г	27,2 (после долива)	11,5
08.04.2009г	27,7	11,5
29.09.2009г	28,2	11,5
11.04.2010г	28,2	11,5
16-17.10.2010г	29,3	11,5
20-21.04.2011г	30,1	11,5
24.10.2011г	30,1	11,5

Скважина № 40нб (рисунок 3.2) расположена на юге структуры. Максимальная глубина прохождения приборов 1480.0м (II пласт меловые отложения). Башмак НКТ (d-73мм) отбивается на отметке 1413.4м (заявленная 1413.0м). При сопоставлении временных замеров НГК от 07.04.2011г и от 02.11.2011г изменений не отмечается.

Газоводяной контакт отмечается на глубине 1433.6м (абс.отм. - 1369.3м) и совпадает с замерами от 07.04.2011г, 11.04.2007г и 09.09.2007г. По данным временных сопоставлений текущего замера НГК и замера от 07.04.2011г наличие ВГС за эксплуатационной колонной в пластах-коллекторах отложений карагана, майкопа, хадума и эоцена не отмечается.

Уровень жидкости в стволе скважины по текущим замерам РК и ГДК отмечается на глубине 1433.6м, что соответствует глубине уровня жидкости при замере от 07.04.2011г.

По данным термометрии температура на глубине 1434.0м (середина интервала перфорации) - 47.96^оС, на забое 1469м (остановка прибора) - 50.1 ^оС. По данным манометрии давление на глубине 1434.0м (середина интервала перфорации) - 114.9 атм, на забое 1469м (остановка прибора) - 118.5атм.