Эффективность комплекса ГИС при решении нефтепромысловых задач на Кущевской ПХГ

Скважина № 323г (рисунок 3.3) расположена в сводовой части структуры. Максимальная глубина прохождения приборов - 1321.8м.

При сопоставлении временных замеров НГК от 27.04.1994 г., 15.10.2010 г, 19-20.04.2011 г. и 21.10.2011 г. изменений в отложениях майкопа не отмечается.

Рисунок 3.2 - Временные сопоставления РК. скв. №40нб.

При сопоставлении текущего замера НГК, ННК, ИННК и замера за 19-20.04.2011г изменений не отмечается. Отложения продуктивной толщи (Ia' -1208-1212.8 м; Ia - 1216.8-1229.0м; I - 1234.0 -1250.0м) характеризуются как газонасыщенные; пласт II - 1253-1317.2м - водонасыщенный. Газоводяной контакт отмечается на глубине 1250.0м (абс.отм. - 1221.0м).

По данным ГИС-бурения и временным исследований РК пласты в интервалах:

Пласт	Интервал, м	Насыщение
Ia'	1208.0-1212.8	Газонасыщенный
Ia	1216.8-1229.0	Газонасыщенный
I	1234.0-1250.0	Газонасыщенный
II	1253.0-1317.2	Водонасыщенный

По данным временных сопоставлений текущего замера НГК и замера от 15.10.2010 г. наличие ВГС за эксплуатационной колонной в пластах-коллекторах отложений карагана, майкопа, хадума, эоцена, верхнего и нижнего мела не отмечается.

Уровень жидкости в э/колонне по НГК отмечается на глубине 45.9м.

Скважина № 44г (рисунок 3.4) расположена на юго-западе структуры.

Максимальная глубина прохождения приборов с учетом мертвой зоны (м.з.): НГК (м.з. 0.46м) - 1481.0м; 2ННКбз - (м.з. 0.45м) - 1381.0м; ИННК (м.з. 1.8) - 1478.9м.

По данным ГИС-бурения и временных исследований РК в данной скважине в майкопских отложениях интервал 412.7-432.9м - газонасыщенный, 432.9-466.9м - газ+вода, 466.9-469.4м- газ+вода с низкими ФЕС (фильтрационно-емкостные свойства), 469.4-523.7м - водонасыщенный с низкими ФЕС. Хадумский пласт в интервале 571.7-594.7м - водонасыщенный с низкими ФЕС.



Рисунок 3.3 - Сопоставление данных НГК, 2ННК и ИННК, скв. №323г

При сопоставлении текущего замера РК и замеров от 09.10.2010г. и 21.04.2011г. изменений показаний в интервале исследованных продуктивных пластов не отмечается, по насыщению коллекторы характеризуются: пласт Ia' (1374.0-1378.0м) - газонасыщенный не кондиционный; пласт Ia (1383.2-1392.4м) - газонасыщенный; пласт I (1394.4-1409.6м) - газонасыщенный; пласт II (1420.0-1449.0м) - водонасыщенный; пласт III (1453.0-1480.0м) - водонасыщенный.

При сопоставлении временных замеров ИННК от 21.04.2011 года и текущего изменений не отмечается.

По данным временных сопоставлений текущего замера НГК и замера от 21.04.2011г наличие ВГС за эксплуатационной колонной в пластах-коллекторах отложений карагана, майкопа, хадума и эоцена не отмечается.

Пласт (свита)	Интервал, м	Насыщение
Майкоп	412,7-432,9	Газонасыщенный
Майкоп	432,9-466,9	Газ+вода
Майкоп	466,9-469,4	Газ+вода с низкими ФЕС
Майкоп	469,4-523,7	Водонасыщенный с низкими ФЕС
Хадум	571,7-594,7	Водонасыщенный с низкими ФЕС
Ia'	1374,0-1378,0	Газонасыщенный некондиционный
Ia	1383,2-1392,4	Газонасыщенный
I	1394,4-1409,6	Газонасыщенный
II	1420,0-1449,0	Водонасыщенный
III	1453,0-1480,0	Водонасыщенный

По данным метода НГК уровень жидкости в эксплуатационной колонне отмечается на глубине 22.5м (09.10.2010г уровень жидкости в э/колонне отмечался на глубине 16.6м, 21-22.04.2011г - 18.3м), уровень жидкости за эксплуатационной колонной - на глубине 5.5м.



Рисунок 3.4 - Текущее насыщение коллекторов майкопской свиты, скв. №44г

3.2 Контроль за герметичностью покрышки, межколонными и заколонными газопроявлениями

Для экологического контроля вышезалегающих над ПТ пластов - коллекторов, своевременного выявления возможных перетоков газа из резервуара ПХГ в вышезалегающие отложения и осуществления контроля геофизическими методами за возможными техногенными скоплениями были исследованы контрольные скважины: №№ 29 (хадум), 27 (караган), 32 (майкоп), 41 (в.мел), 43 (эоцен), 64 (хадум), 227 (хадум), 228 (майкоп), 313 (верхний мел), 315 (майкоп) и наблюдательные пьезометрические скважины №№ 2, 17 и 31. В указанных скважинах проводятся систематические гидрогеологические исследования силами СевКавНИПИгаз (г. Ставрополь). Целью этих исследований является получение информации о пластовых давлениях, температуре, газонасыщенности, химическом составе водорастворенного газа, химическом составе вод.

Основные результаты по контрольно - наблюдательным скважинам:

Скважина № 29к (хадумский горизонт) (рисунок 3.5) расположена в северной части структуры.

При сопоставлении временных замеров НГК, 2ННК, ИННК от 24.04.1991 г., 23.07.2008 г. и 20.10.2011 г. изменений не отмечается. По данным временных сопоставлений текущего замера НГК и замера от 24.04.1991г наличие ВГС за эксплуатационной колонной в пластах-коллекторах отложений карагана, майкопа, хадума не отмечается.

Температура на глубине 516.0м (остановка прибора) - 23.4 ⁰С. Давление на глубине 516.0м (остановка прибора) - 52.4 атм.

По данным термометрии, манометрии уровень жидкости в НКТ на глубине 449.8м. Уровень по НГК в НКТ отмечается на глубине 427.5 м. По данным 2ННК в НКТ уровень на глубине 417.7 м. В э/к уровень жидкости по данным РК на глубине 501.0м. Подъем уровня жидкости в НКТ при проведении ГИС объясняется падением Рбуф во время исследований (стравливание давления через сальниковое устройство).



Рисунок 3.5 - Сопоставление временных замеров РК и ГДК, скв.29к

Данные устьевых датчиков

№ п/п	Вид исследования	Рбуф, атм	Рзатр, атм
1	ГДК	46.4-45.0	43.9-43.3
2	НГК	45.5-44.6	43.3-42.8
3	2-ННК	45.0-43.7	43.3-42.8

Скважина № 27к (караганский горизонт) (рисунок 3.6) расположена в северо-восточной части структуры. Максимальная глубина прохождения приборов 331.9м (караганский горизонт). Башмак НКТ (d-73мм) по РК отбивается на глубине 305.2м.

15.10.2008 г. проведена перфорация в интервалах 321.0-331.0м (караганский горизонт). При испытании получен приток воды с растворенным газом.

При сопоставлении данных текущего замера РК с замером 15.10.2008г изменений не отмечается. Насыщение пластов-коллекторов караганского горизонта характеризуется как водонасыщенные.

Уровень жидкости в НКТ по данным манометрии, термометрии, НГК, 2ННК на глубине 19.3 м. Уровень жидкости в э/колонне по данным НГК, 2ННК на глубине 17.7м, за э/колонной уровень - 7.4м.

По данным временных сопоставлений НГК текущего замера и измерений от 15.10.2008г наличие ВГС за эксплуатационной колонной не отмечается.

По данным термометрии температура на глубине 326.0 м (середина интервала перфорации) 14.9 ^оС. По данным манометрии давление на глубине 326.0 м (середина интервала перфорации) - 30.4 атм.

Скважина № 32к (майкопский горизонт) (рисунок 3.7) расположена в северной части структуры. Максимальная глубина прохождения приборов - 389.6м. Башмак НКТ отмечается на глубине 248.4м.

При сопоставлении временных замеров НГК и 2ННК от 05.04.2010г, 11.10.2010г и 22.10.2011г. изменений не отмечается.

По данным временных сопоставлений текущего замера НГК и замера от 11.10.2010г наличие ВГС за эксплуатационной колонной в пластах-коллекторах отложений карагана, майкопа не отмечается.



Рисунок 3.6 - Сопоставление временных замеров РК, скв.27к

По данным термометрии температура на глубине 380.0м (середина интервала перфорации) 16.6 ⁰С, на забое (гл. 388.0м) температура - 16.8⁰С. По данным манометрии давление на глубине 380.0м (середина интервала перфорации) 34.0 атм, на забое 34.8 атм.

По данным НГК уровень жидкости за э/колонной на глубине 5.2 м, в э/колонне -248.4 м, в НКТ - 196.0 м. По данным 2ННК уровень жидкости за э/колонной на глубине 5.2 м, в э/колонне -248.4 м. По данным термометрии, манометрии уровень жидкости в э/колонне - 248.4м, в НКТ - 204.0 м.

По данным манометрии с глубины 0м до 204.0м скважина заполнена флюидом плотностью 0.05г/см³, в интервале 204.0-248.4м - плотность 0.6-0.8 г/см³, с глубины 248.4м до 389.6м (остановка прибора) плотность составляет 0.9-1.0 г/см³.

Уровень жидкости по данным НГК и ННК за э/колонной - 5.2м (динамики уровня не фиксируется).

Данные устьевых датчиков

№ п/п	Вид исследования	Рбуф, атм	Рзатр, атм
1	ГДК	17.7-18.6	25.0
2	НГК	19.4	25.0
3	2-ННК	19.4	24.8

Скважина № 43к (эоценовые отложения) (рисунок 3.8) расположена в сводовой части структуры. Максимальная глубина прохождения приборов с учетом мертвой зоны (м.з.): НГК (м.з. 0.3м) - 834.7м; 2ННК-Тмз - (м.з. 0.2м) - 835.3м; ГДК (м.з. 0.3) - 825.5м. Башмак НКТ (d-73/89мм) отмечается на глубине 715.2м (заявленная 712м).

При сопоставлении временных замеров НГК в майкопских отложениях от 09.10.2008г и 22.10.2011г изменений не отмечается.

По данным 2ННК пласты-коллекторы 819-829м, 831.2-835.1м (остановка прибора) отложений эоцена характеризуются как водонасыщенные.

По данным манометрии и термометрии, ствол скважины заполнен водой до устья.



Рисунок 3.7 - Сопоставление временных замеров РК, скв.32к



Рисунок 3.8 - Временные сопоставления НГК в майкопских отложениях, скв.43к

По данным метода НГК уровень жидкости за НКТ отмечается на глубине 138.7м, по данным метода 2ННКт - 141.1м.

Уровень жидкости за эксплуатационной колонной по данным РК фиксируется на глубине 5.0 м.

По данным временных сопоставлений текущего замера НГК, замера от 19.12.2003г и замера от 09.10.2008г наличие ВГС за эксплуатационной колонной в пластах-коллекторах отложений карагана, майкопа, хадума не отмечается. Замеры проводились с включенными устьевыми датчиками.

Данные устьевых датчиков

№ п/п	Вид исследования	Рбуф, атм	Рзатр, атм
1	НГК+ГК	2.4-2.6	16.3-16.5
2	2-ННК	3.4-3.6	16.3-16.5

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

Современная методика ВНИИЯГГ (1996 г.) предполагает использование в качестве опорных - газоносного и водоносного пластов с пористостью, одинаковой с исследуемым пластом. Из теоретических и практических работ известно, что чувствительность метода НГК к изменению водородосодержания пласта (W) максимальна при низких значениях и минимальна при высоких величинах водородосодержания. При постоянной пористости и составе скелета значение скорости счета (J) однозначно связано с изменением водонасыщенности Кп или объемной влажности W_B =Кп*Кв. Вид зависимости величины J от Lg(Кв_t) близок к линейному. Аналогичная закономерность наблюдается и для метода ННКТ. Для газонасыщенных пластов она основана на связи объемной влажности Wв и скорости счета J. Считается, что при значениях Кп > 0,15 на эту зависимость не влияет пористость исследуемых коллекторов в диапазоне объемной влажности 0,03 - 0,36

Связь показаний нейтронного каротажа с К_г для методов НГК и НКТ выражается уравнением вида (В.Н. Дахнов):

Pн*=J_к/J_в=1-A*Lg(1-Кг),

где Рн* - относительный параметр насыщения,

J_к и J_в - соответственно показания НК против газоносного пласта и против этого же пласта полностью насыщенного водой;

А - коэффициент пропорциональности, зависящий от условий измерений и применяемой аппаратуры.

Показания НК против исследуемого пласта при Кг=0,6 (максимально возможная газонасыщенность). Тогда для гранулярных нижнемеловых коллекторов Кущевского ПХГ зависимость показаний НГК и НКТ от Кг описывается единой зависимостью вида:

q= - 0,79 * Lg (1-Kг).

Эффективное применение данной методики возможно при точном определении пористости опорных пластов. По палеткам Halliburton проведен анализ закономерности изменения водородосодержания для неглинистых коллекторов с пористостью от 0,15 до 0,35 от газонасыщенности и получена соответствующая палетка

Kt= F(q, Кп)

Рисунок 3.9 - Зависимость относительного разностного параметра q от коэффициента газонасыщенности Кг

Из этих данных однозначно следует, что для компенсированного прибора НКТ зависимость (7) описывает только общий ход кривой, и для коллекторов с различной пористостью она аппроксимируется с различными значениями коэффициентов. Автором рекомендуется избирательное использование данной методики, в особо благоприятных условиях, для экспресс-анализа изменения газонасыщенности.

Методика К.М. Абдуллаева и др. (1988) предусматривает использование в качестве опорных пластов неразмытые глины и газоносный пласт с любыми высокими значениями Кп и Кг. Экспериментальная палетка была получена по результатам повторных замеров НГК в четырех скважинах газового месторождения Газли. Среднеквадратическая относительная погрешность определения Кг составила от 30 до 5% при изменении газонасыщенности от 0,2 до 0,9. Данная методика является более универсальной в выборе опорных пластов, поскольку учитывает пористость коллекторов. Основным недостатком ее является неучет содержания глинистого материала в составе проницаемых пород.

Более совершенной методикой оценки Кг^тек по данным НК является усовершенствованная автором методика ВНИИГАЗ (2000г). Соискателем, на основании иммитационного моделирования, выполнен анализ закономерности изменения водородосодержания газонасыщенных коллекторов от газонасыщенности и получены соответствующие палетки типа Kr=f(W,Cп). Модель глины в расчитанных палетках принята следующая; содержание связанной воды в молекуле глины - 10 молекул Н₂0; плотность глинистой фракции - 2,87 г/см³. Для выявления закономерности связи газонасыщенности - Кг с водосодержанием - W, пористостью - Кп, и глинистостью - Кгл автором использовалась программа моделирования "поле" (ВНИИГеосистем). Из палетки, рассчитанной для неглинистого коллектора без учета предлагаемых поправок, также следует, что доя НК уравнение (7) описывает только общий ход кривой и для коллекторов с соответствующей пористостью существует своя закономерность. При этом погрешности оценки газонасыщенности но нему могут в худших случаях достигать 70%. Неучет содержания в порах коллектора глинистых минералов приводит к еще большим погрешностям. Последнее подтверждается сопоставлением рассчитанных по данным электрических методов значений Кг в открытом стволе и полученных в результате моделирования, а также палетками при С_гл > 0,1.

Статистическая связь между объемной глинистостью Кглм и данными гранулометрии Кгл выражается уравнением (Шнурман И.Г. 2001): Кглм - 0,45Кгл - 1,74

С учетом последнего выражения построена палетка зависимости водородосодержания по данным НГК от коэффициента газонасыщенности, при различных значениях пористости коллектора (рисунок 3.10).

Изучение информационные возможности методов НК в наблюдательных скважинах Кущевского ПХГ при различных типах конструкции скважины, параметрах промывочной жидкости (ПЖ) и фактической геометрии ствола скважины. При замерах нейтронного гамма-каротажа (НТК) в скважинах используются послеинверсионные зонды длиной более 50 см, поэтому показания НТК уменьшаются при возрастании водородосодержання.

Рисунок 3.10 - Зависимость водородосодержання газоносного пласта, определяемого по НГК, от коэффициента газонасыщения пласта Кг

С увеличением длины зонда увеличивается глубинность исследований и уменьшается влияние скважинных условий. Для определения пористости коллекторов, насыщенных водой и нефтью, автором рекомендуется применять зонды НГК длиной 60 см, для оценки газонасыщенности - более длинные зонды, длиной от 70 до 90 см и использовать мощные источники нейтронов (>10⁷ нейтр/с).

Таким образом, автором обоснована методика определения газонасыщенности в наблюдательных скважинах по данным нейтронного каротажа, учитывающая глинистость и информационные возможности методов НК в сложных коллекторах нижнемеловых отложений Кущевского ПХГ.

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

Прогноз продуктивности коллекторов возможен по результатам интерпретации комплекса ГИС в открытом стволе (ГИС-бурение) и гидродинамических исследований скважин (ГДК) в колонне через насоснокомпрессорные трубы (НКТ). Такой прогноз необходим для оценки степени освоенности призабойных зон и прогноза средних удельных дебитов пластов и скважин в целом на начальной стадии разработки месторождения и в процессе эксплуатации.

Автором рассмотрены два принципиально различных подхода к оценке дебитов пластов в продуктивной части разреза скважин.

Первый основан на измерении скорости потока газа по стволу скважины. При этом датчики скорости непосредственно контактируют с потоком и для оценки дебита (Q) того или иного участка необходимо знать скорость (V) и нормальное сечение (dтр) потока. Установленная автором связь между скоростью газового потока V и дебитом Q с учетом известного уравнения скорости потока (С.П. Омесь, 1974) имеет вид:

V = 4 Pн * Z / Тн * QT/Рd_тр,²-80400,

где V - скорость газа, м/сек;

Q - дебит газа, м³/сут;

Z - коэффициент сверхсжимаемости газа (рассчитывают по зависимости коэффициента сверхсжимаемости от приведенных давлений и температуры);

Рн - нормальное давление (Р„ = 1,03 кг/см²);

Гн - нормальная температура = 293°К; Т - температура в исследуемом интервале в ⁰К; Р - давление в стволе скважины против исследуемого интервала в кг/см; d_тр - диаметр трубы в исследуемом интервале, м.

Дебит отдельного пласта рассчитывается по формуле:

Qn = Q_У - Q_У(n-i),

где Qn - дебит п^го пласта;

Qr_n - суммарный дебит п пластов;

Q_У(n-i) - суммарный дебит (п-1) пластов.

Описанная методика достаточно эффективно может применяться для оценки продуктивности пластов при отсутствии механических примесей в потоке газа, однородной породной структуре потока, удовлетворительном метрологическом обеспечении и тарировке используемых механических расходомеров.

Второй подход к оценке дебитов связан с изучением вторичных явлений, вызванных особенностями движения газа по пласту, притока его в ствол скважины и подъема от забоя к устью и наоборот. Одним из таких методов является термометрия, использующая для оценки дебита дроссельный и каллометрический эффекты, другим - изучение акустических полей в зоне притока. Приборы в которых реализован этот подход, не требуют обязательного контакта с движущимся флюидом и знание геометрических параметров потока, что очень важно при исследовании участков разреза, перекрытых насоснокомпрессорными трубами. Рекомендуемая автором формула для оценки дебита газа в этом случае имеет вид:

qпл=qсм(Тсм-Тпод)/(Т* - Тпод),

где - Тпод, Т*,

Тсм - температуры газа, подходящею снизу, выходящей из пласта и смеси,

qпл, qсм - количество газа для тех же условий.

Выполненное автором сопоставление оценок проницаемости пластов по данным ГИС и керну с проницаемостью по данным газодинамического каротажа позволяет оценить степень освоенности скважин. Коэффициент проницаемости Км в призабойной зоне пластов, рассчитанный по данным глубинных газодинамических исследований, как правило, ниже Кпр по керну. Это свидетельствует о том, что в исследуемых скважинах требуется очистка их призабойных зон для увеличения продуктивности отдельных пластов и скважин в целом.

Для расчета дебитов отдельных пластов автором предложена аналитическая зависимость между скоростью потока газа и его дебитом следующего вида:

Q - (80400*п*Т_н *d²тр/4zn) * (Рпл/Tл) *V,

где V - скорость потока газа, м/сек;

Q - количество газа, м³/сут;

Z - коэффициент сверхсжимаемости газа;

Рн - нормальное давление (1,03 кг/см³);

Рзаб - забойное давление в стволе скважины против исследуемого интервала, кг/см;

Тн - нормальная температура, равная 298 К;

Тзаб - температура на забое скважины против исследуемого интервала, ⁰К;

d_тр - внутренний диаметр трубы в исследуемом интервала, м.

Следующим этапом работы явилось определение коэффициентов фильтрационного сопротивления "а" и "b" отдельных работающих пластах, входящих в уравнение притока газа к забою скважины. Это уравнение характеризует зависимость потерь давления в пласте (Р²₁₀₁ - Р²_мГ.) от дебита газа Q и выражается формулой:

Р²_пл-Р²_заб = a*Q+в*Q²,

где "а" и "b" коэффициенты фильтрационного сопротивления, МПа²/тыс.м³/сут. Коэффициент "а" и " b " зависят от параметров призабойной зоны пористой среды и конструкции забоя скважины. При движении газа в изотропном пласте к несовершенной по степени и характеру вскрытия скважине коэффициенты "а" и "b" определяются из выражений:

а = (116_mZT_пл)/(рKhP_aтT_CT)(In(R_K/R_c)+C_l+C₂,

b = (p_CTZ P_ат T_пл / 2р² Т_ст) ((1 / R_c) -1/ R_K) + C₃ +C₄),

где m - коэффициент динамической вязкости газа при Рпл и Гпл, сП;

К - проницаемость пласта, Д;

h - эффективная мощность, м;

р_ст - плотность газа при Рат и Тст I - коэффициент макрошероховатости;

Rк - радиус контура питания, м; Rс - радиус скважины, м;

С1 и С2 - коэффициенты несовершенства по степени вскрытия; C3 и С4 - коэффициенты несовершенства по характеру вскрытия.

Поскольку зависимость между дебитом газа Q и разностью квадратов (P²_пл-Р²_заб) не является линейной, значение удельных дебитов пластов, определяемых выражением n = Q / (P²пл, - Р²_3аб)*h_эф, рассчитаны автором для идентичных условий эксплуатации. Пересчет дебитов на первоначальное пластовое давление залежи и рабочую депрессию осуществляется при этом по формуле;

Qпересеч = -а±<а²+4в(Р²_пл-Р²_заб) / 2в.

На основании анализа современного состояния геофизических исследований Кущевского ПХГ автором рекомендуется соблюдать следующие условия скважинных исследований:

· исследования должны проводиться одним и тем же типом прибора;

· выбранный аппаратурный комплекс должен быть проэталонирован на имитаторах пористости;

· скорость каротажа должна быть одинаковой для всей группы замеров;

· исследования должны быть проведены после расформирования зоны проникновения.

Таким образом, усовершенствован способ оценки продуктивности сложных нижнемеловых коллекторов Кущевского ГОСТ но данным газодинамического каротажа на основе двух универсальных методик, различающихся по регистрируемым физическим полям и измеряемым параметрам пластов, скважины и потока флюида. Предложена технология проведения газодинамических исследований для максимально информативной и точной оценки подсчетных параметров пластов-коллекторов.

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

При оценке эффективности разработанных соискателем новых технико-методических решений в наблюдательных и действующих скважинах Кущевского ПХГ, учитывающих флюидонасыщение и газодинамические процессы в пласте, индивидуальные особенности и метрологию промыслово-геофизической аппаратуры определялись следующие характеристики работы пласта и скважины в целом:

· продуктивности пласта и расхода флюида;

· энергетических параметров пласта (Рпл Рзаб, Рнас, Тпл, Тзаб);

· интервалов притока и поглощения жидкости;

· мест притока газа.

Для оценки эффективности методики определения Кг в наблюдательных скважинах автором были использованы исследования, проводившиеся с марта 1995 г. по апрель 1998 г. двухзондовым прибором ННКт - СРК Щ5 в скважине JNe318н. Для этого прибора были построены зависимости показаний (J) т пористости имитаторов (К„). По ним в дальнейшем и находились значений кажущейся (Кп) пористости. Определены текущие значения коэффициента газонасышенности для прослоев пласта la. Пласт 1а' не рассматривался из-за того, что в нем продолжается процесс расформировании зоны проникновения.



Рисунок 3.11 - Динамика расформирования зоны проникновения в пласте Iа по данным ННКт

Особый интерес представляет исследование динамики расформирования зоны проникновения в пласте 1а (рисунок 3.11). Изменение показаний большого зонда 2-хННКт в верхней части пласта обусловлены постепенным вытеснением фильтрата бурового раствора. В то же время нижняя часть пласта с июля по август 1994 г. так же характеризуется повышением показаний нейтронного каротажа. В период отбора, с августа по декабрь 1994 г., в интервале 1386-1390м регистрируется уменьшение показаний, что в свою очередь можно объяснить оттеснением пластовой воды из практически расформированной зоны проникновения в верхней части пласта 1а.

На рисунке 3.12 представлены временные сопоставления показаний большого зонда ННКт, сгруппированные по режимам работы подземного хранилища. Из этих данных видно, что наибольшая динамика изменений показаний нейтронного каротажа отмечается в нижней части пласта 1а (качественный признак).



Рисунок 3.12 - Изменение показаний большого зонда прибора СРК по стволу скважины. Вверху - каротаж после цикла закачки, внизу - после отбора

При этом хорошо прослеживается связь между режимом (циклом) подземного газохранилища и динамикой изменения интенсивности поля тепловых нейтронов: при исследованиях после закачки (весна-лето) показания ИНК выше по отношению к показаниям НИК после цикла отбора (осень-зима). В прослоях пласта 1а коэффициент газонасышенностн изменялся 0,15-0,42.

Наименьшими значениями газонасыщенности характеризуется интервал 1385,2-1388,4 м, здесь максимальное значение Кг - 0,2 совпадает с окончанием цикла закачки (октябрь 1996 г.). Интервал 1384,5-1388,4 м характеризуется периодическим изменением газонасыщенности связанным с цикловым режимом работы ПХГ. Данный интервал можно отнести к газоводяной переходной зоне.

Интервал 1380,3-1385,2 м характеризуется повышением значений Кг до ноября 1995 г. и практически неизменяющимся после этой даты. Временные изменения коэффициентов газонасыщенности по данным нейтронного каротажа до ноября 1995 г. в основном связаны с расформированием зоны проникновения. Начиная с замера 30.11.1995 г. коэффициенты газонасыщенности всех прослоев верхней части пласта 1а, стабилизируются и не меняются во времени.

Таким образом, установлено, что эксплуатация Кущевского ПХГ (в районе расположения наблюдательной скважины 318н) тяготеет к газовому режиму. В случае нарушения системных допусков по объемам отбора активного газа на ПХГ, возникнет ситуация с аномальным понижением Рпл и снижением коэффициентов газонасыщенности переходной зоны пласта 1а ниже критических. Это приведет к появлению газоводяного контакта и упруго-водонапорному режиму эксплуатации ПХГ. Повышение объемов закачки газа в зоне скв. 318н обусловит появление газоводяного контакта в пласте I. Пластовое давление в пласте 1а при этом должно возрасти на 4-5 МПа.

Пример количественной оценки, по предлагаемой методике, текущего коэффициента газонасыщенности пласта 1а в наблюдательной скважине №318 Кущевского ПХГ приводится в табл. 4.

Таблица 4 - Изменение газонасыщенности прослоев пласта 1а скв. 318н

Интервал	Закачка	Отбор	Закачка	Отбор	Закачка	Отбор	Закачка
1380.3-1381.7	39.51	42.04	42.67	41.94	41.84	41 99	41.99
1381.7-1382.9	34.76	36.13	36.81	36.19	36.08	36.18	36 58
1382.9-1383.9	31.84	34.12	34.24	34.02	33.72	33.83	3391
1383.9-1384.5	24.53	28.65	26.26	29.00	26.84	29.21	28-04
1384.5-1385.2	30.56	32.06	32.50	32.17	32.13	32.28	32.57
1385.2-1387.4	18.97	19.05	16.93	19.29	17.06	19 20	18.70
1387.4-1388.4	14.46	19.95	15.41	20.01	16.84	19.95	17.83

Таким образом, выполненные автором исследования позволили провести количественную интерпретацию динамики насыщения продуктивного пласта рекомендовать меры по предотвращению прорывного обводнения наиболее продуктивных участков скважин, производить прогнозирование состояния залежи в целом и по отдельным участкам.

Очевидно, что определение текущего газонасыщения в наблюдательных скважинах отличается по ряду параметров от зксплутационных. К таковым относятся: многофазное заполнение ствола скважины, перфорация продуктивных интервалов, наличие насосно-компрессорных труб, а также иные динамические характеристики эксплуатации скважины.

Для того, чтобы оценить применимость разработанной методики в эксплуатационных скважинах, были рассмотрены проведенные в июле 2001 г. комплексные газодинамико-геофизические исследования по скважине №178э Кущевекого подземного хранилища газа. Эти исследования проводились с целью:

- определения работающих интервалов (профиля приемистости) и фильтрационных параметров;

- оценки текущей газонасыщенности продуктивной толщи нижнемеловых отложений (качественный уровень);

- оценки относительной продуктивности совместно эксплуатируемых пластов;

- определения интервальных дебитов, забойных и пластовых давлений.

Исследования проводились на различных стационарных и нестационарных режимах работы скважины. На всех режимах регистрировались устьевые буферные и затрубные давления.

Для определения расходов газа на режимах были использованы следующие формулы (В.Н. Дахнов, С.П. 0месь,1980):

Qм3/сут = К_сут*К_поправ*h_план,

Где hплан = %план*0,075 (%план - показания на планшете диффиринциального манометра);

К_поправ=Р_абс/T*Z,

Где Т - температура на коллекторе, ⁰К;

Z - коэффициент сверхсжимаемости газа.

Коэффициент Ксут определяется на Кущевской СПХГ, и для эксплуатационной скважины №178 составляет 69363.

Для определения объема закачиваемого газа автором использована зависимость между комплексным параметром ?Т и расходом газа(Q), определенным на групповой станции для этого времени периода.

Рисунок 3.13 - Зависимость расхода газа Q от комплексного параметра ?Т

Определение дебита i-о пласта проводилось в следующем порядке:

1. Определение ?Т выше исследуемого интервала;

2. Определение расход i-го пласта. Обработка данных газодинамических исследований проводилась методом индикаторных линий (ИЛ). Определение расхода производилось по зависимости объема закачиваемого газа от показаний термоманометра.

Для интерпретации данных автором использовано уравнение приток пш щ забою скважины, характеризующее зависимость потери энергии пласта (Р_пл² - Р_заб) от расхода газа (Р. А. Резванов, 1988):

Р_пл²- Р_заб² = а.*Q + b * Q²+ 6С,

где а и b -- коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пласта и конструкции забоя скважины; Рпл Рзаб - соответственно пластовое и забойное давления, МПа; Q - расход газа при Ратм и Тст, тн. м³/сут.

По полученным в ходе исследований на стационарных режимах фильтрации значениям Рзаб и Qi, построены графики зависимости Рзаб = f(Q) для всей продуктивной толщи и поинтервально. По значениям P_заб и Q, методом наименьших квадратов (МНК) было найдено уравнение зависимости Рзаб = f(Q)). Пластовое давление определялось как отрезок, отсекаемый на оси ординат полученной линией регрессии.

По вычисленным значениям Рпл найдены отношения (Р_пл² - Р_пл²) от Q или (ДР² от Q), для которых построены сопоставления ?Р² = f(Q). По данной зависимости были определены величины дС. Перестроив ИЛ в координатах (?Р² - дС)/Q от Q, определяем фильтрационные коэффициенты а и b как для каждого интервала в отдельности, так и для всего в целом.

Для количественного определения газонасыщенноети были привлечены дополнительные данные по коэффициентам глинистости, пористости, определенным по комплексу ГИС в открытом стволе. В отличие от определения Кг в геофизической скважине №318, в данном примере для определения кажущейся пористости использовалась зависимость Кпннк от длины релаксации нейтронов Lp:

Рядом исследователей (А.С. Михайлин, Ю.П. Потапенко, 1997) предлагалось использовать для определения кажущейся пористости переходные коэффициенты от показаний прибора СРК_М к показаниям прибора СРК. Проведенный шпором анализ данных показал, что учет влияния скважинных условий для таких преобразований оказывается неполным. Показано, что зависимость (21) является универсальной для приборов двухзондовой модификации ННКт. Определив ее для нескольких приборов СРК, можно убедиться, что она идентична. Автором сделан вывод - зависимость будет справедлива для приборов с разными длинами зондов при одинаковых параметрах пластов.

Использование линейной зависимости Кя¹** or относительного параметра ИНК* возможно только для приборов типа СРК (длина зондов Z₁= 0,26 м, z₂ = 0,51 м), так как возможна его эталонировка на имитаторах пористости.

Установлено, что при значительных значениях длины зонда (более 70 ем) зависимость Lp=f(Кп^ннк) достаточно универсальна: она не зависит от минерализации вод, положения прибора в скважине (следовательно, от наличия и положения обсадной колонны), а также от изменений диаметра скважины. Наибольшая точность замеров нейтронного каротажа обеспечивается при одновременной регистрации диаграмм обоих зондов, поскольку при этом полностью или частично исключаются влияние источника питания, температуры и, что особенно важно, изменений мощности источника нейтронов. Последний факт, по мнению автора, наиболее важен, так как все рассматриваемые измерения произведены с источником Ро-Ве (Т_1/2 = 137 дней), который не характеризуется стабильным выходом нейтронов. Рекомендуемый автором источник ²³⁸Pl-Be (T_1/2 = 86,4 года) позволит снизить флуктуации как в методе ННК, так и в методе НГК.

Определенные автором значения газонасыщенности в обсаженных скважинах достаточно уверенно коррелируются со значениями Кг, определенными в открытом стволе (Кг^откст) по материалам ГИС в бурящихся вертикальных и горизонтальных скважинах. Наблюдаемое увеличение Кг по отношению к Кг⁰™^ста обусловлено по мнению автора, расформированием зоны проникновения. В то же время нижняя часть рассматриваемого объекта характеризуется небольшой газонасыщенностью (табл.4), очевидно связаной с тем, что в пластах осталась связанная вода.

Таким образом, автором впервые на примере Кущевского ПХГ установлено, что в скважинах, находящихся в приконтурной зоне, изменение давления на панах закачки и отбора газа приводят к значительному изменению коэффициентов текущей газонасыщенности Кг^тек из-за поступления воды из нижележащих участков пласта. Доказано, что существующими методами ГИС возможно и количественное определение коэффициентов текущей Кг газонасыщенности в сложных пластах-коллекторах Кущевского ПХГ всех скважин.

На фактическом скважинном материале впервые показана эффективность разработанной методики оценки коэффициента газонасыщенности с учетом сложного литологического строения пластов, газодинамических параметров, особенностей настройки и метрологии применяемой аппаратуры нейтронного каротажа.

Заключение

Данная дипломная работа написана по результатам прохождения преддипломной практики ПФ “Кубаньгазгеофизика”, пос. Афипский.

В результате написания дипломной работы была изучена эффективность комплекса ГИС при решении нефтепромысловых задач на Кущевской ПХГ

Были решены основные задачи:

1. Геолого-геофизическая характеристика района Кущевского ПХГ.

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

3. Основные результаты ГИС-контроля на Кущевской ПХГ.

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

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

Автор выражает благодарность научному руководителю, профессору, доктору технических наук, Дембицкому Станиславу Иосифовичу, начальнику ПФ «Кубаньгазгеофизика» Смирнову Сергею Александровичу.

Список используемой литературы

1. Отчет о результатах промыслово-геофизических работ за 2011 год по предприятию ПФ “Кубаньгазгеофизика”, пос. Афипский, 2011 г.

2. Писклов С.С. Разработка методики определения газоснабжения и продуктивности сложных коллекторов - объектов закачки и отбора газа в подземных газохранилищах (на примере Кущевского ПХГ). Красноадр, 2005 г.

3. Писклов С.С., Шнурман И.Г. Михайлин А.С., Технология изучения разрезов горизонтальных скважин по данным ГИС на Кущевском ПХГ // Гипотезы, поиск, прогнозы: сб.науч. тр. Краснодар, 2002. Вып. 14. С. 134-142

3. Дьяконов Д.И., Леонтьев Е.И., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследований скважин. М. Недра. 1977. 432 с.

4. Коноплев Ю.В.Геофизические методы контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений: КубГУ, Краснодар 2006

5. Б.П. Гвоздев, А.И. Гриценко, А.Е. Корнилов “Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений ”. Справочное пособие. Москва `Недра' 1988.

6. Амурский А.Г., Боголюбов Е.П., Титов И.А., Шипунов М.В. Многозондовая аппаратура импульсного нейтрон-нейтронного каротажа АИНК-89 // Вопросы атомной науки и техники, серия: ядерное приборостроение. Выпуск 1(19) - Нейтронные генераторы и аппаратура на их основе. М: 2001 г.

7. Дахнов В.Н. Промысловая геофизика. М. Гостоптехиздат, 1959 г. 692 с.

8. Дебранд Р. Теория и интерпретация результатов геофизических методов исследований скважин. М. Недра, 1972 г. 282 с.

9. Померанц Л.И., Чукин В.Т. Промыслово-геофизическая аппаратура и оборудование. М. Недра, 1966 г. 314 с.

10. Справочник геофизика. Т. II - Геофизические методы исследования скважин. М. Гостоптехиздат, 1961 г. 760 с.

11. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований. М. Гостоптехиздат, 1963. 298 с.

Размещено на Allbest.ru