Содержание к диссертации
Введение
Глава I. Основные задачи, методы и технология исследований эксплуатационных газовых скважин 9
1.1. Краткая классификация задач контроля за разработкой газовых месторождений 9
1.2. Комплексы методов ГИС, применяемых при.контролеза разработкой газовых месторождений Д2
1.3. Аппаратура и технология исследования эксплуатационных действующих скважин J7
1.3.1 .Краткая характеристика скважинных приборов
1.3.2. Технология проведения исследований отдельными. видами приборов .23
1.3.3. Аппаратура "Комплекс" для исследований в действующих газовых скважинах .29
Глава II. Анализ погрешностей при изучении термодинамических характеристик потока .37
2.1. Датчики скорости потока .38
2.1.1. Тахометрический датчик "Метан-2" .38
2.1.2. Термоанемометрический датчик СТА .42
2.2. Оценка влияния внешних факторов на точность измерения скорости потока .45
2.2.1. Линейность статических характеристик скоростных. расходомеров 46
2.2.2. Влияние структуры потока и местоположения прибора . на результаты измерений .49
2.2.3. Соотношение диаметров скважины и прибора ..55
2.3. Изучение.факторов, влияющих на точность измерения профиля притока на модели эксплуатационных скважин 58
2.4. Методика выбора оптимальной скорости движения . прибора 70
2.5. Методика определения скорости и дебита газа в колонне и НКТ 71
2.6. Методика определения аппаратурного коэффициента 74
Глава III. Комплексная интерпретация результатов исследования действующих газовых скважин при изучении профиля притока .80
3.1. Применение геофизических методов с целью изучения работы интервалов притока газа и скважины .80
3.1.1. Месторождение Медвежье,скв. 202 .81
3.1.2. Месторождение Западный Шатлык, скв. 255 90
3.1.3. Результаты.обработки данных ГДИ по скв. месторождения Советабад (Южный блок) 100
3.2. Анализ работы Шатлыкского месторождения по данным ГДИ 109
Глава ІV. Цути совершенствования информативности методов, геофизических исследований действующих газовых скважин 118
4.1. Измерение вл аго содержания газового потока 118
4.1.1. Диэлькометрический метод контроля водосодер-
. жания в потоке газа 118
4.1.2. Результаты лабораторных исследований 123
4.1.3. Скважинные испытания 127
4.2. Разработка метода измерения дебита газа в интервалах .перекрытых НКТ 128
Заключение 139
Список литературы
- Комплексы методов ГИС, применяемых при.контролеза разработкой газовых месторождений
- Технология проведения исследований отдельными. видами приборов
- Линейность статических характеристик скоростных. расходомеров
- Результаты.обработки данных ГДИ по скв. месторождения Советабад (Южный блок)
Введение к работе
Решениями партии и Правительства в XI пятилетке предусматривается интенсивное развитие газодобывающей промышленности СССР. Объём добычи газа к 1985 году должен составить 600 - 640 млрд. м3, что может быть достигнуто не только вводом в эксплуатацию новых месторождений, но и выбором оптимальных режимов разработки, обеспечивающих максимальный отбор газа из прдуктивных горизонтов. Для этого необходимо систематически получать текущую информацию о состоянии газовых залежей, изменении их эксплуатационных характеристик, технического состояния скважин и т.д.
Эффективное решение поставленных задач возможно только на основе применения комплекса методов и средств геофизических исследований действующих скважин (ГИС) и промысловых устьевых измерений.
Методы ГИС в действующих скважинах в процессе контроля за эксплуатацией неоднородных по площади и разрезу многопластовых месторождений являются одним из основных источников получения информации о пласте и скважине на любой стадии разработки.
Эти методы позволяют выделить границы газонасыщенных и газо-отдающих интервалов и оценить их дебиты и фильтрационно-ёмкостные параметры; изучить распределение термобародинамических характеристик потока (скорость, температура, давление, плотность, фазовый состав и другие параметры флюида ) в интервале исследования на различных режимах работы скважины, определить текущие эксплуатационные параметры пласта, скважины и месторождения в целом и проследить их изменение во времени.
В последнее время роль газогидродинамических (ГДИ) методов, применяемых при контроле за разработкой месторождений и подземных хранилищ газа (ПХГ), и диапазон решаемых ими задач растёт. Это связано с появлением как новой аппаратуры и методов исследования, так и с совершенствованием обработки результатов измерений, что получило широкое отражение в работах отечественных и зарубежных исследователей.
Отечественной и зарубежной практикой установлено, что для выбора оптимального режима эксплуатации скважины и месторождения в целом необходимо при контроле за разработкой газовых месторождений и подземных хранилищ газа (ПХГ) повысить информативность,точность и детальность измерений, а также усовершенствовать методы и технологию проведения ГИС и интерпретации получаемых данных.
Методика проведения исследований в действующих эксплуатационных скважинах и интерпретации получаемых результатов разработаны, в основном, для нефтяных и гидрогеологических скважин. Применительно к газовым и газоконденсатним месторождениям имеющиеся рекомендации не всегда применимы.
Отсутствие единой методики проведения исследований в интервалах притока газа и обработки получаемых результатов, надлежащего аппаратурного обеспечения, недостаточность данных о влиянии сква-жинных условий на результаты измерений резко снижают информативность исследований.
Таким образом, задачи повышения информативности и точности результатов ГИС и создания более совершенных методов и технологии проведения исследований в эксплуатационных газовых скважинах требуют своего дальнейшего решения.
Настоящая работа посвящена повышению эффективности и информативности комплекса газогидродинамических методов, применяемых при контроле за эксплуатацией действующих газовых скважин. Основное внимание было уделено методам, регистрирующим термодинамические параметры потока (расходометрия, влагометрия и др.), как наиболее информативным с точки зрения определения эксплуатационных параметров газоотдающих интервалов и скважины в целом.
Основной целью диссертации является разработка более совер - б шенной методики проведения исследований, обработки получаемых результатов в действующих скважинах, а также методов и средств измерения, повышающих информативность ГДИ.
В связи с поставленной целью в диссертационной работе решены следующие задачи:
- Рассмотрены и предложены типовые комплексы методов ГИС для решения основных задач контроля за разработкой газовых месторождений;
- Исследованы теоретически и на модели погрешности в определении скорости потока газа, возникающие в процессе проведения исследования в действующих газовых скважинах;
- Разработаны и обоснованы рекомендации по совершенствованию методики обработки результатов ГИС в действующих скважинах при изучении профиля притока газа;
- Предложена и аналитически исследована модель структуры газожидкостной смеси, которая удовлетворительно описывает процессы, происходящие в объеме диэлькометрического датчика при движении потока газа и на этой основе разработано устройство для определения содержания воды в потоке газа;
- Предложен способ и оценена возможность определения мест притока газа в интервалах, перекрытых насосно-компрессорными трубами (НКТ);
Опробование и применение разработанных методик проведения исследований и обработки данных ГИС при контроле за разработкой проводилось на месторождениях природного газа СССР.
В основу диссертации легли работы, выполненные автором в тематической партии треста "Союзгазгеофизика" и производственных подразделениях этого треста за период с 1974 по 1983 г.г. и совместные работы с ФЕБ "Геофизика" Министерства геологии ГДР.
В первой главе диссертационной работы дана об - 7 щая характеристика задач, возникающих при контроле за разработкой месторождения газа, и методов их решения. Здесь же анализируются методы и методика проведения исследований действующих газовых скважин и предлагаются типовые комплексы ГИС и технология проведения работ по скважине. Основное внимание уделено методам газодинамического каротажа, применяемым при изучении движения флюида из пласта в ствол скважины и в стволе скважины: термометрия, рас-ходометрия, радиометрия и др.
Во второй главе на примере расходометрии действующих газовых скважин дан аналитический анализ погрешностей, обусловленных -скважинными условиями проведения исследований, и приведены результаты проверки теоретических расчетов на модели,имитирующей условия движения флюида в интервале поступления газа в ствол скважины. На основе полученных результатов даны практические рекомендации по повышению точности расходометрии.
Результаты изучения на модели эксплуатационной скважины факторов, влияющих на структуру потока газа, представляют интерес и для других методов, используемых при ГДИ, а полученные выводы имеют более общее значение и справедливы для таких методов исследования газовых скважин, как шютнометрия, влагометрия, высокочувствительная термометрия и др., на что автором обращается внимание в соответствующих разделах работы.
Третья глава посвящена комплексной интерпретации результатов исследования эксплуатационных действующих газовых скважин с использованием разработанной автором методики проведения и обработки результатов ГИС на месторождениях природного газа СССР, которые позволили повысить информативность методов ГИС при определении термобародинамических характеристик потока и параметров газоотдачи интервалов и скважины в целом. Получаемая качественная и количественная информация о пластах позволяет использо - 8 вать данные ГИС действующих скважин для оценки работы месторождения в целом и выбора оптимального режима разработки пласта,скважины и месторождения.
В четвертой главе рассмотрены вопросы повышения информативности методов ГИС при контроле газовых скважин за счет внедрения новых методов и аппаратуры. Дано теоретическое обоснование способа определения мест притока газа в ствол скважины из интервалов, перекрытых НКТ. Приведены результаты моделирования, подтверждающие эффективность предложенного способа.
Предложена и аналитически исследована модель структуры газожидкостной смеси и на этой основе разработан прибор,регистрирующий содержание жидкости в потоке газа. Приведены результаты лабораторных и скважинных испытаний действующего макета прибора, которые подтвердили правильность выбранного направления.
Автор считает своим долгом выразить глубокую благодарность своему научному руководителю, сотрудникам кафедры ГИС МИНХ и ГП, руководству треста "Союзгазгеофизика", ПО "Туркменгазпром", а также коллективу тематической партии треста за советы и консультации, которые он получал в процессе выполнения работы.
Автор благодарен доктору технических наук Р.А.Резванову за ценные советы и замечания, которые автор использовал при работе над диссертацией.
Комплексы методов ГИС, применяемых при.контролеза разработкой газовых месторождений
Для решения задач по контролю за процессом разработки месторождений газа и ПХГ применяются следующие основные группы методов.
Методы геофизических исследований скважин (ГЙС) позволяют определять параметры, характеризующие участок,непосредственно прилегающий к стволу скважины в самом стволе (выделять газонасыщенные интервалы, интервалы притока флюида в ствол скважины, кровлю и подошву продуктивного пласта, пористость, газонасыщенность, эффективную мощность, положение контакта газ-вода и др.), а также изучать техническое состояние скважин и фазовое распределение флюида в стволе скважины.
Газогидродинамические методы исследования скважин, проводимые на устье и в интервалах притока газа, позволяют изучать эксплуатационные и фильтрационно-емкостные характеристики пласта и скважины по изменению кривой восстановления давления (КВД) после остановки скважины, по кривой стабилизации давления (КОД) и дебита, а также по индикаторным кривым С? = S.(r$) , отражающие зависимость между забойным давлением и дебитом на разных режимах отбора газа.
Лабораторные методы исследований сводятся, в основном,к изучению физико-химических свойств газа и жидкости, содержащихся в продукции скважины.
При комплексном использовании вышеперечисленные методы позволяют получить наиболее достоверную информацию о работе скважины, пласта и месторождения в целом и выяснить связь между отдельными параметрами и факторами, влияющими на них.
В настоящее время в эксплуатационных скважинах для решения задач контроля применяют различные комплексы ГИС, которые включают следующие методы исследования: радиоактивный каротаж, термометрия, раоходометрия, барометрия и другие. Для решения специальных задач в некоторых случаях применяют несерийную аппаратуру и разрабатывают специальную методику и программу проведения исследований.
Радиоактивный каротаж в газовых скважинах проводится для уточнения литологической характеристики пород, выделения коллекторов, установления и прослеживания контактов газ-нефть, газ-вода, контроля за техническим состоянием скважин и другие. В действующих скважинах чаще используют следующие модификации радиоактивного каротажа: - стационарные (нейтронные гамма-каротаж НТК, нейтронный каротаж по тепловым нейтронам ННК-Т, гамма-каротаж и другие); - импульсные (импульсный нейтрон-нейтронный каротаж ИННК, импульсный нейтронный гамма-каротаж ИНГК) /%6, 33, Зб7
Термометрия в газовых скважинах получила достаточно широкое применение, она позволяет получать данные о распределении температуры по стволу работающей и остановленной скважины и на этой основе определить газоотдающие интервалы, оценить дебиты отдельных пропластков, установить места возможной утечки газа при наличии дефекта в колонне, выяснить наличие межпластовых перетоков на различных режимах работы скважины и другие /ІІ, 37, 66, 67, 69/.
До настоящего времени термометрия является единственным методом, позволяющим изучить работающие интервалы, перекрытые; НКГ.
Раоходометрия позволяет изучить распределение дебита и выде лить газоотдавдие пропластки в пределах интервала перфорации, не перекрытых фонтанными трубами. Данные расходометрии позволяют установить мощность и дебит работающего пропластка, исследовать влияние изменения режима работы скважины на производительность отдельных пропластков, выявить наличие перетоков между пластами и их направление совместно с данными барометрии, определить некоторые основные газодинамические параметры для подсчета запасов, проектирования и анализа разработки газовых месторождений и ЇЇХГ 8, 19, 46/.
Барометрия, являясь одним из первых видов промысловых исследований, в последние годы значительно усовершенствована за счет внедрения новых приводов и методов обработки получаемых результатов. Газогидродинамические методы исследования скважин, основанные на измерении давления, позволяют определять в промысловых условиях КВД, КОД, по которым определяют целый ряд параметров (проницаемость, пьезопроводность и другие), характеризующих пласты и месторождение в целом, а также изменение пластового давления -в процессе разработки месторождения и ИХГ, как для отдельных га-зоотдающих пластов, так и для продуктивной части в целом /6, 42/.
Локация муфт и перфорированных интервалов является одним из методов контроля за техническим состоянием колонны скважины, а также для привязки результатов ГИС к конструкции сважины.
Для получения качественной информации о работе пласта и скважины необходимы дополнительные данные о составе продукции в стволе скважины (вода, конденсат, нефть, газ и их смеси). Однако отсутствие надежной аппаратуры для этих исследований затрудняет их проведение.
Технология проведения исследований отдельными. видами приборов
В эксплуатационных скважинах на газовых месторождениях и ІІХГ, имеющих специальное оборудование, при исследовании продуктивного интервала и скважины применяют в основном существующие типовые комплексы методов ГИС (табл. 2) и аппаратуру (табл.4,5). По скольку исследования характеристик, работающих интервалов требуют проведения измерений на нескольких режимах отбора газа, то ; это предъявляет дополнительные требования к аппаратуре и методике проведения исследований. Z 68,78_7
В настоящее время при проведении промыслово-геофизичееких исследований действующих скважин, в общем случае выполняются следующие операции.
1.Шаблонирование проводится в закрытой или работающей на технологическом режиме скважине прихватоопределителем или локатором муфт с целью определения интервала перфорации и расположения элементов конструкции скважины (забоя, башмака НКТ и соединительных муфт).
2. Радиоактивный каротаж проводится в зависимости от поставленной задачи, в остановленной скважине и работающей на одном из исследуемых режимах. По его результатам уточняются глубины, производится привязка получаемой информации к геолого-техническому разрезу скважины, определяется местоположение продуктивного интервала, уровня жидкости в стволе скважины и основных элементов конструкции (башмак НКТ, забой).
3. ГИС в действующих скважинах включает в себя: измерение распределения температуры, давления, скорости притока флюида на всех . режимах работы скважины в интервале исследования. При смене режимов
регистрируются кривые стабилизации (восстановления) давления и дебита. Регистрация информации производится в заданном интервале как в аналоговой форме, так и в цифровой по точкам, в зависимости от выбранной аппаратуры и поставленной задачи. Измерения параметров потока начинаются на 10-15 м выше башмака НКТ и заканчиваются у фактического забоя. Исследования проводятся,как правило,совместно с устьевыми.
Последовательность проведения измерений по полному комплексу ГИС в действующих скважинах выпускаемой промышленностью аппаратурой определяется поставленными задачами и скважинными условиями, в частности, конструкцией скважины, способом ее эксплуатации и применяемыми приборами. Оптимальной следует считать ту методику, которая, решая поставленную задачу, дает наибольшее количество информации при минимальных затратах времени.
Анализ возможностей применяемых приборов и датчиков и особенностей определения газодинамических характеристик продуктивной части разреза позволяет определить оптимальную технологию проведения исследований действующих скважин отдельными приборами (табл.6 ).
В таблице указаны основные и вспомогательные методы, приборы, режимы работ скважины и последовательность проведения операций.
Как показывает практика проведения исследований, в действующих скважинах на газовых и газоконденсатних месторождениях не всегда удается получить качественную информацию о работе газоотдающих интервалов и скважины в целом. Это вызвано,прежде всего, трудностью в соблюдении заданных режимов исследования для каждого метода, то есть существует неидентичность скважинных условий проведения измерений отдельными приборами и разной продолжительностью времени между измерениями на одном и том же заданном режиме для различных приборов.
Автором совместно с сотрудниками тематической партии треста "Союзгазгеофизика" был изготовлен комплексный прибор для газодинамических исследований скважин, включающий в себя ряд выпускаемых глубинных датчиков без ухудшения их метрологических характеристик.
При решении указанной задачи был проведен научно-технический анализ выпускаемой аппаратуры / 28,31,60,61,89 _J который показал, что основным недостатком рассмотренных приборов является: малый диапазон рабочих температур, отсутствие канала СТА и несоответствие некоторых датчиков условиям работ в газовой среде.
В тематической партии газодинамического каротажа треста "Союзгазгеофизика" были разработаны и внедрены в производство на месторождениях, обслуживаемых трестом, комплекты аппаратуры "Комплекс-1,2,3 ". Приборы предназначены для измерения в действующих скважинах и газоконденсатных скважинах следующих параметров потока: температуры, давления, скорости (турбинным и тепловым анемометрами) , а также для определения границ раздела флюида /_ Ї7_/.
В процессе эксплуатации аппаратура "Комплекс" модернизировалась с целью улучшения метрологических характеристик и термостойкости.
Скважинная комбинированная аппаратура "Комплекс-4" является модификацией аппаратуры "Комплекс-1,2,3". и предназначена для проведения исследований действующих газовых скважин следующими методами: Термометрия, Барометрия, Расходометрия (механическая и тепловая) ,Радиометрия (НГК, ГК).
Линейность статических характеристик скоростных. расходомеров
Нелинейность статической характеристики в начале диапазона регистрируемых скоростей вызвана также элементами конструкции измерительного датчика, таких как сопротивлениями в опорах тахиметрических датчиков, формой и размерами измерительной камеры и др. Нелинейность характеристики в области больших скоростей вызвана как изменением структуры потока, так и ростом местных сопротивлений потоку и сопротивлений перемещению чувствительного элемента.
Рассмотрим влияние конструктивных особенностей прибора на характеристику датчика.В связи с тем, что отдельные приборы имеют в нижней части хвостовик, который перекрывает с торца входное отверстие измерительной камеры, размеры, конструкции и положение хвостовика влияют на результаты измерений датчика за счет изменения длины "зоны перемешивания" газа при различных скоростях потока за хвостовиком, т.е. расстояния,на котором скорость газового потока станет равной скорости потока в местоположении датчика.
Для реальных скважинных условий (скв. 202 "Медвежье"), где: Р3=9,3 МПа, Т3=36С, с/скГ219 ш V =0,076 6 м/сек - из соотно - 48 -шений 42/ находит /э, fit и і) газовой смеси. Для различных скоростей потока рассчитываем значения числа R& и находим соответствующие им коэффициенты сопротивления Я по номограммам 42,867 Величина "зоны перемешивания" ( ? ) определяется из выражения t-Л — (8) где - коэффициент гидравлического сопротивления цилиндра 427 о
Cx коэффициент лобового сопротивления; 2Г- напряжение сдвига; , - площадь сечения трубы; и - расстояние от центра тяжести до оси канала; ДП- потеря давления; 0)о средняя скорость потока; X удельный вес среды; QL- ускорение силы тяжести; п площадь сечения цилиндра.
Результаты расчета показывают, что длина "зоны перемешивания" при Ле 5«10 зависит от скорости потока и размеров элементов конструкции прибора, а при больших значениях чисел А - -2.105 величина зоны не изменяется.
Таким образом, при измерении малых скоростей потока необходимо - 49 учитывать положение чувствительного элемента в измерительной камере . Влияние структуры потока и местоположения прибора на результаты измерений
При проведении измерений в различных скважинах, закрепленных обсадными трубами, можно получить ошибочные результаты за счет положения прибора в измеряемой среде при различных режимах течения газа. Движение газа в трубопроводах может быть ламинарным и турбулентным. Ламинарное течение существует при условии, если Re= V- оі/і) і 1Ь20 do) ]/ -средняя скорость газа, ( -диаметр трубопровода (колонны), \) - кинематическая вязкость газа. Турбулентное течение наблюдается при Re 2.iio /-75_;. Как правило, в газовых скважинах имеет место поток с турбулентным течением.
Для описания распределения осредненных скоростей развитого турбулентного потока в трубопроводе используются логарифмическая и степенная функции. Логарифмический закон распределения скоростей достаточно хорошо описывает распределение осредненных скоростей в ядре турбулентного потока, но существенно расходится с экспериментальными данными в пристенном слое и на динамической оси потока. Поэтому в большинстве случаев применяется степенной закон
Показатель степени в выражении ( II ) зависит от большого числа малоизученных газогидродинамических параметров, таких как "Константа Кармана", коэффициента Шези, коэффициента шероховатости стенок и т.д. В.Нукнер предложил эмпирическую формулу для оценки величины ҐІ в зависимости от единственного параметра - 50 коэффициента гидравлического трения j = уХ По материалам Z 58,72,827 отклонения рассчитанных величин скорости от экспериментальных данных составляют 5-10$.
Для оценки параметров потока, содержащего более 60% метана СН »используют следующий закон распределения скоростей в трубопроводе, установленный по экспериментальным данным [" 75_/. VcP У ос ( - -)И (12) где (/-скорость потока на оси трубопровода, R -радиу с тру бопровода, К- параметр, зависящий от Re и Я С увеличением турбулентности потока (т.е. с увеличением Re ), по данным опытов, величина І/п уменьшается.
В реальных условиях беспакерные приборы регистрируют среднюю скорость потока в некоторой части трубопровода и общая величина расхода на заданной глубине определяется величиной средней скорости потока через сечение колонны.
Рассмотрим два случая, когда прибор находится у стенки трубопровода (эксцентриситет =мах) и в центре потока (эксцентриситет =0). При положении прибора в центре трубы скорость, зарегистрированная прибором, будет определяться средней скоростью VCP VOC(4 )4L (ІЗ) где rli - расстояние от оси трубы до точки в приборе, имеющей среднюю скорость V ср. При положении прибора у стенки трубы: Vcp VocO ) (14) Максимальная относительная ошибка, вызываемая положением прибора относительно оси обсадной колонны,будет определяться из следующего выражения
Результаты.обработки данных ГДИ по скв. месторождения Советабад (Южный блок)
Месторождение Медвежье находится на территории Тюменской области и вытянуто в субмеридиональном направлении на 125 км.Заяежь сводовая, пластово-массивного типа, водоплавающая, приурочена к верхней части сеноманского яруса. Продуктивные отложения представлены, в основном, континентальными образованиями, а верхней части-лагунно-дельтовыми. Месторождение эксплуатируется с 1972 года. Первоначальное средневзвешенное пластовое давление составляло 11,75 МПа.
Скважина 202 имеет следующую конструкцию: эксплуатационная колонна диаметром 219 мм спущена до глубины 1195 м, башмак насосно-компрессорных труб установлен на глубине 1122,2 м. Интервал перфорации 1129,0-1173,7 м . Искусственный забой по состоянию на 23.06.78 год находится на глубине 1174,7 м. В межтрубном пространстве установлен пакер.
В скважине за июнь 1978 г. выполнен следующий комплекс ГИС: НТК - в статике; термометрия, барометрия, расходомегрия датчиками "Метан-2" и "СТА-4" проводилась на нескольких режимах отбора газа. Повторные замеры проводились при записи датчиком "Метан-2"на шайбах диаметром ф 19,22 и 28 мм и в коллектор, а при записи датчиком СТА-4м - на шайбах і 19,28 мм и в коллектор.
Первичная обработка материалов, привязка к геолого-техническому разрезу скважины проводится по общепринятым методикам.
Данные электрического каротажа, проведенного в буровом растворе, радиоактивного каротажа в газовой среде и наиболее представительные аналоговые кривые, полученные датчиками "Метан-2",СТА- и "Пласт-I" показаны на рис. 16 , а результаты обработки замеров приведены в таблице ІЗ . В таблице указаны границы, мощности ( ft ) и дебиты ( Q ) газоотдающих интервалов, рассчитанные по уравнению ( 2 ) забойные ( г$) и пластовые ( Рр )давления,; степень охлаждения датчиками термоанемометра (А Т ); значения фильтрационных коэффициентов "ап и "в"; проницаемость (К) работающего интервала по КВД и по стационарным исследованиям, а также прово ДИМОСТЬ (-"-).
Нейтронный гамма-каротаж проведен с целью привязки последующих исследований по глубине, определения наличия жидкости на искусственном забое, отбивки башмака НКТ. По результатам измерения башмак насосно-компрессорных труб находится на глубине 1122,2 м, жидкость на искусственном забое 1174,7 м не обнаружена.
Термометрия представлена на рис. 16 серией диаграмм.Измерения проводились термочувствительным элементом СТА-4.
На диаграмме, записанной в статике,выделяются четыре интервала по точкам перегиба: І-ІІ00, 0 1122,2 м; П- 1122,2 1137,0 м, Ш - 1137,0 м 1145,2 м; ІУ - 1145,2 м 1174,2 м. В закрытой скважине нижняя граница первого интервала совпадает по глубине с местом нахождения башмака НКТ, определенного по НТК.
На диаграммах, записанных в работающей скважине через ДИКТ в интервале 1137,5 м 1145,2 м наблюдается отрицательная аномалия температуры: для шайбы jrf 22 мм =0,54С; для ф 38 мм=0,68С; для технологического режима = 0,6С. Эта аномалия связана с работой газоотдающего интервала 1137,5 м 1145,2 м.
Измерения проводились скважинным манометром (струнный датчик ДД-8). Диаграммы не дифференцированы, что свидетельствует о монотонности нарастания забойного давления с глубиной.
Данные о величинах забойных давлений против газоотдающих интервалов приведены в таблице . После стабилизации забойного давления при работе через ДИКТ на шайбе ф 38 мм скважину закрыли и сняли кривую восстановления давления во времени.
Расходометрия. Исследования выполнены двумя датчиками СТА-4 при рассеиваемой мощности на нагревателе 54 Вт и "Метан-2".
Режимные исследования проводились после стабилизации показаний глубинного манометра в заданной точке глубин, т.е. были соблюдены требования к стационарности режима.
В закрытой скважине, как и в 1974 году,был зафиксирован переток. Направление перетока определялось следующим способом. В предполагаемом интервале перетока регистрировались диаграммы скорости потока как на спуске, так и на подъеме при скорости движения прибора 1000 м/час. После сопоставления диаграмм было подтверждено наличие движения газа снизу вверх из пластов, находящихся на глубине 1168,4 и и ниже в пласт 1137 м 1145,4 м.
По серии диаграмм расходометрии рис. 17 , записанных двумя датчиками,можно выделить три газоотдающих интервала. Табл. 13 . Ниже отметки 1174,4 м по данным промысловой геофизики находятся пласты с хорошими коллекторскими свойствами, которые ранее были освоены, и был получен приток. 0 поступлении газа ниже отметки 1174,4м свидетельствуют термограммы, записанные на различных режимах работы скважины,и диаграммы расходометрии с датчиком "Метан-2", показания которого не выходят на забое на нулевое значение, что свидель-ствует о поступлении газа с забоя.
Верхняя граница третьего газоотдающего интервала 1168,4 м четко отбивается на диаграммах расходометрии, записанных датчиком СТА-4, на диаграммах, записанных турбинно-тахометрическим датчиком "Метан-2",она не однозначна. Верхняя граница третьего газоотдающего интервала, выделенная по газодинамическим методам . исследования практически совпала с верхней границей 1169,0 м пачки пластов,выделенных по данным промысловой геофизики как пласты с хорошими коллекторскими свойствами Кг=60 73$.
Дяя второго интервала 1148,8-1149,6 м отсчеты с необходимой степенью точности снять было невозможно, т.к. вклад этого интервала в общий дебит мал, поэтому расчет дебитов не производился.
Для третьего газоотдающего интервала 1168,4-1174,0 м по результатам обработки индикаторных линий фильтрационные коэффициенты равны: (Х=0,7, =0,00006.
Применение комбинированной аппаратуры на месторождении позволило резко улучшить качество получаемых материалов. Это было достигнуто путем уменьшения времени между измерениями параметров потока на каждом стационарном режиме работы скважины, а также повышением точности привязки результатов газодинамических исследований между собой и к геологическому разрезу скважин. Одновременная регистрация двух параметров позволила, впервые сопоставить кривые скоростей, полученные расходомерами двух типов: турбинно-тахометри-ческим и тепловым, а также уточнить границы газоотдающих интервалов и возможность определения содержания жидкости в продукции.
В процессе обработки результатов, полученных при исследовании скважины 202 месторождения Медвежье, были рассчитаны и построены кривые скоростей для СТА-4 м с шагом по глубине 0,4 м в интервале исследования.
