Содержание к диссертации
Введение
1. Современное состояние работ по промыслово-геофизическому контролю за эксплуатацией газовых и газоконденсатных скважин 13
1.1 Теоретические основы изучения эксплуатационных характери стик пластов-коллекторов на газовых и газоконденсатных месторождениях 13
1.2 Аппаратурное обеспечение глубинных газодинамических исследовании 25
1.2.1 Аппаратура "Глубина-2" 25
1.2.2 Аппаратура "АГДК-42" 28
1.3 Систематизация режимов скважин, ее геолого-технических условий и искомых параметров с целью оценки возможностей глубинных газодинамических исследований при контроле за разработкой зо
2. Разработка методики прогнозирования добывных возможно стей газонасыщенных пластов по данным геофизических иссле дований скважин 41
2.1 Количественный анализ глубинных газодинамических исследова ний эксплуатационных скважин сеноманской залежи Уренгойского ГКМ 46
2.1.1 Геолого-промысловая характеристика объекта исследования и некоторые особенности разработки продуктивного горизонта... 43
2.1.2 Применяемый комплекс глубинных газодинамических исследований, его полнота и оценка качества материалов 44
2.1.3. Возможности использования глубинных газодинамических исследований для выделения газоотдающих интервалов, определения их дебитов, коэффициентов фильтрационного сопротивления, пла- стовых давлений 47
2.1.4,Обобщение результатов промыслово-геофизических исследований с целью выявления возможностей прогнозирования удельных дебитов пластов 51
2.2 Количественный анализ глубинных газодинамических исследова ний в разрезе сеноманской толщи Ямбургского КМ. 63
2.2.1 Геолого-промысловая характеристика сеноманской газовой залежи 63
2.2.2 Применяемый комплекс глубинных газодинамических исследований, возможности использования его для выделения газооотдаю-щих интервалов, оценки эксплуатационных характеристик пластов и последующего прогнозирования их удельных дебитов 65
2.3 Количественный анализ глубинных газодинамических исследова-нийвразрезе продуктивной толщи карабилъской свиты ШатлыкскогоГКМ. 77
2.3.1 Геолого-промысловая характеристика объекта и некоторые особенности разработки и эксплуатации Шатлыкского продуктивно го горизонта 77
2.3.2 Геолого-технические условия проведения ГДИ, применяемый компклекс исследований, его полнота и качество материалов 79
2.3.3 Выделение газоотдающих интервалов, расчет дебитов пластов, коэффициентов фильтрационного сопротивления и пластовых давлений. Анализ фактических данных 94
2.3 1 Выявление возможностей прогнозирования удельных дебитов пластов по комплексу промыслово-геофизических исследований... 106
3. Определение коэффициента остаточной газонасыщенности по комплексу временных замеров нейтронного каротажа в обвод ненных зонах сеноманских залежей 112
3.1 Оценка характера насыщения пород-коллекторов отложений сеномана и определение коэффициентов начальной газонасыщенности .112
3.2 Определение текущей и остаточной газонасыщенности по данным радиоактивного каротажа в наблюдательных скважинах ..116
3.2.1.Анализ методик использования ГИС при контроле за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений 116
3.2.2. Определение остаточной газонасыщенности в обводненных зонах наблюдательных скважин Уренгойского и Ямбургского месторождении 125
4. Реализация разработанных методик и дальнейшие пути разви тия "ГИС-Контроля" при разработке месторождений 139
Заключение 144
- Аппаратурное обеспечение глубинных газодинамических исследовании
- Количественный анализ глубинных газодинамических исследова ний в разрезе сеноманской толщи Ямбургского КМ.
- Количественный анализ глубинных газодинамических исследова-нийвразрезе продуктивной толщи карабилъской свиты ШатлыкскогоГКМ.
- Определение текущей и остаточной газонасыщенности по данным радиоактивного каротажа в наблюдательных скважинах
Введение к работе
Актуальность темы. Основные запасы газа России сосредоточены в песчано-глинистых коллекторах сеномана северных месторождений Западной Сибири (Уренгойском Ямбургском и других) . Большинство месторождений находятся в интенсивной разработке.
Неоднородность разрезов, разнообразие фильтрационно-емкостных
свойств слагающих их коллекторов, наличие на месторождениях скважин
различного назначения (разведочные, эксплуатационные,
наблюдательные, пьезометрические и т.д.), ряд других технологических и организационных причин определяют необходимость проведения постоянного мониторинга за геологическим состоянием объекта разработки.
Как правило, мониторинг осуществляется промысловыми геофизическими, геохимическими, гидрогеологическими и другими методами исследования скважин. Наиболее информационно емкими при решении задач геологического контроля являются геофизические методы исследования скважин (ГИС).
С целью контроля за разработкой газовых и газоконденсатных
месторождений получили широкое распространение методы
геофизических исследований скважин (ГИС) в действующих газовых
скважинах, именуемые как "ГИС-контроль" (глубинные
газодинамические исследования - ГДИ) R/7], которые позволяют выделить в разрезе работающие пласты и определить их продуктивные характеристики (дебиты, пластовые давления, коэффициенты фильтрационного сопротивления, коэффициенты проницаемости, пьезопроводности), а также наблюдательных скважинах (временные замеры радиоактивного каротажа - РК), материалы которых являются
5.
основой при установлении текущих положений уровней ГВК в процессе отработки залежи.
Важнейшим направлением повышения эффективности
интерпретации каротажных материалов является комплексная интерпретация методов "ГИС-бурения" и "ГИС-контроля". Это существенно расширяет возможности изучения коллекторов и позволяет разработать методику прогнозирования их продуктивности во вновь пробуренных скважинах на разных стадиях разработки месторождения, а также на неразбуренных площадях, сложенных коллекторами с близкими ФЕС.
При разработке газовых залежей весьма значимой задачей является определение величины остаточной газонасыщенности в зоне обводнения. Обычно ее численное значение принимается единым, независимо от фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород-коллекторов. Комплексирование методов "ГИС-бурения"с повторными замерами РК после обсадки скважин и перевода их в разряд наблюдательных существенно повышает достоверность оценки величины остаточной газонасыщенности, при которой отдача газа из пласта становится невозможной.
Поэтому, вопросы связанные с разработкой методик прогнозирования продуктивности пластов-коллекторов по данным ГИС и определением остаточной газонасыщенности в обводненной зоне разрезов скважин, являются своевременными и актуальными.
Цель работы - разработать методику прогнозирования добывных возможностей газонасыщенных пластов и определение остаточной газонасыщенности коллекторов в обводнененной зоне по данным геофизических исследований скважин.
6.
Основные задачи исследований
Провести анализ работ по прогнозированию добывных возможностей газонасыщенных пластов сеноманских залежей месторождений Западной Сибири и терригенных отложений карабильской продуктивной свиты Шатлыкского месторождения Средней Азии по данным ГИС.
Провести анализ и выявить закономерности изменения параметров, полученных по данным "ГИС-бурения" и "ГИС-контроля" от добывных возможностей газонасыщенных пластов.
3. Разработать методику прогнозирования добывных возможностей
газонасыщенных пород-коллекторов по данным ГИС.
4. Провести научный анализ методик определения остаточной
газонасыщенности обводняемых в процессе разработки пластов по ГИС,
выбрать и обосновать наиболее приемлемую из них в конкретных
геологических условиях изучаемых месторождений.
5. Опробовать разработанные методики на Уренгойском, Ямбургском и Шатлыкском месторождениях.
Методы решения поставленных залач
1. Анализ и обобщение материалов "ГИС-бурения" и "ГИС-
контроля" по скважинам, вскрывшим продуктивную толщу сеноманских
отложений Уренгойского и Ямбургского месторождений, а также
карабильскую свиту Шатлыкского ГКМ.
Анализ, систематизация и обобщение результатов промысловых исследований.
Экспериментальное изучение закономерностей и взаимосвязей между геофизическими и промысловыми данными.
4. Опробование разработанных и рекомендуемых методик при проведении мониторинга в процессе разработки газовых месторождений Западной Сибири.
Основные защищаемые положения
Разработаны методические принципы и получении закономерности изменения геофизических параметров от добывных возможностей газонасыщенных терригенных пород месторождений Западной Сибири и Средней Азии.
Разработанная методика прогнозирования добывных возможностей газонасыщенных пластов по данным "ГИС-бурения" и "ГИС-контроля" в терригенных отложениях месторождений Западной Сибири и Средней Азии позволяет оценивать их дебиты с погрешностью не выше 20%, а также степень освоенности продуктивных коллекторов и скважин в целом.
3. Рекомендуемая методика определения по ГИС остаточной
газонасыщенности в обводненных зонах эксплуатационных скважин
позволяет оперативно принимать решения по корректировке процессом
разработки залежей.
Научная новизна
1. Впервые для конкретных месторождений Западной Сибири (Уренгойское, Ямбургское) и Средней Азии (Шатлыкское) получены и обоснованы надежные зависимости продуктивности газонасыщенных пластов от геофизических параметров и фильтрационно-емкостных свойств, определяемых по данным ГИС.
І.
Разработана методика оценки продуктивности газонасыщенных коллекторов по ГИС в сеноманских отложениях Уренгойского и Ямбургского месторождений, а также карабильской песчано-глинистой толще Шатлыкского ГКМ, учитывающая особенности их геологического строения. Установлено, что степень освоенности призабойной зоны скважин характеризует близость коэффициентов проницаемости, определенных по данным "ГИС-бурения" и "ГИС-контроля". При недоосвоенности призабойной зоны пластов наблюдается различие их величин в сторону уменьшения последних.
Установлена возможность комплексного использования данных "ГИС-бурения" и "ГИС-контроля" для количественного определения остаточной газонасыщенности обводняющихся частей сеноманских залежей Уренгойского и Ямбургского месторождений.
Установлено, что коэффициент остаточной газонасыщенности в обводненных частях залежей сеномана практически соответствует коэффициенту газонасыщенности (Кг) защемленных зон, залегающих под первоначальным газо-водяным контактом. Показана возможность и необходимость использования определяемого по ГИС Кг защемленных зон для расчета коэффициента извлечения газа при разработке месторождений.
Практическая ценность
Резработки автора, основанные на корреляционных связях удельного дебита пластов с их геофизическими параметрами и ФЕС, рекомендуются для оценки потенциальной продуктивности коллекторов в действующих и вновь пробуренных скважинах.
Установленная зависимость коэффициента остаточной
газонасыщенности от фильтрационно-емкостных свойств пород-
в.
коллекторов использована при корректировке проектов разработки сеноманских залежей Уренгойского и Ямбургского ГКМ.
Основные результаты диссертационной работы внедрены в производственных подразделениях газодобывающих предприятий и использованы при корректировке проектов разработки Уренгойского и Ямбургского месторождений.
Публикации. Основные положения диссертационной работы опубликованы в 5 печатных работах по теме диссертации.
Личный вклад. В основу диссертации положены исследования и работы, выполненные лично автором или при его непосредственном участии во ВНИИГАЗе , начиная с 1980г. Основные положения работы послужили основой для разработки методик прогнозирования удельных дебитов 'пород-коллекторов и оценки коэффициентов остаточной газонасыщенности в обводненных зонах залежей.
Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения. Содержит ISO страниц машинописного текста, включая 32 рисунка, 21 таблицу. Список литературы содержит 34 наименования. Номера глав помечены одной цифрой. Главы разбиты на параграфы (с двумя цифрами); параграфы на разделы (с тремя цифрами).Главы выделены жирным заглавным шрифтом, параграфы жирным мелким шрифтом. Нумерация рисунков, таблиц и формул сквозная внутри каждого параграфа.
Во введениии сформулированы цели и задачи исследований.
10.
В главе 1 рассмотрены теоретические основы изучения эксплуатационных характеристик пластов-коллекторов на газовых и газоконденсатных месторождениях. Сформулированы основные промыслово-геологические задачи для решении которых выполняется изучение продуктивности разреза. Среди этих задач - выделение в разрезах продуктивных толщ газоот-дающих интервалов,установление профиля притока в работающей скважине, оценка эксплуатационных параметров пластов (дебитов, пластовых давлений, коэффициентов фильтрационного сопротивления "а" и "в", коэффициентов проницаемости, пьезопроводности и др.). Показаны существующие различные подходы к оценке параметров продуктивных пластов. Рассмотрены вопросы аппаратурного обеспечения ГИС-контроля , а также автоматизированной обработки и интерпретации его результатов на современной стадии изученности. Систематизированы всевозможные многообразия режимов работы скважин, их геолого-технические условия и основные определяемые параметры с целью оценки возможностей "ГИС-контроля" в действующих скважинах.
Аппаратурное обеспечение глубинных газодинамических исследовании
Комплекс для газодинамических исследований режимов работ скважин "Глубина-2" [tt] предназначен для одновременного дистанционного измерения температуры, давления и индикации скорости потока в скважине, а также выдачи сигналов для регистрации этих параметров с помощью аппаратуры цифровой каротажной лаборатории ЛЦК-10М (либо обычной каротажной лаборатории ЛКС-7-02) в цифровой и аналоговой формах в процессе контроля за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений и ПХГ. Данный аппаратурный комплекс классифицируется, как нестандар-тизованное средство измерения с индивидуальными градуировочными характеристиками. В состав комплекса входит скважинный преобразователь — блок БДС-2 и вторичная аппаратура - сменный каротажный блок БЛЭ-03. Блок БДС-2 предназначен для одновременного преобразования в частотный сигнал давления, температуры и скорости потока газа. Вторичная аппаратура БЛЭ-03 служит для разделения частотных сигналов блока БДС-2 по информационным каналам, формирования выходных сигналов для измерения стандартным частотомером, а также преобразования частотных сигналов в пропорциональный ток. Линией связи между вторичной аппаратурой и блоком БДС-2 является одножильный бронированный кабель.
Комплексная аппаратура "Глубина-2" выпускается в нескольких модификациях. Вторичная аппаратура комплекса "Глубина-2" обеспечивает : 1.Разделение входных частотных сигналов по информационным каналам. 2.Формирование выходных частотных сигналов по информационным каналам для измерения их стандартным частотомером в диапазоне частот: - канал температуры от 12,5 до 35 кГц; - канал давления от 2,5 до 5 кГц; - канал скорости от 0 до 75 Гц. 3.Калибровку масштабов аналоговой регистрации с помощью встроенных генераторов по информационным каналам в указанном диапазоне частот. Преобразование частоты входных сигналов в пропорциональный ток (для обычной аналоговой регистрации). 5. Компенсацию выходного тока по каждому каналу. 6. Преобразование периода входных частотных сигналов по каналам температуры и давления в цифровой десятичный код и визуальную индикацию этого кода. 7. Преобразование частоты входного сигнала по каналу скорости в цифровой десятичный код и визуальную индикацию этого кода. 8. Преобразование двух младших разрядов цифрового кода по каналам температуры и давления в пропорциональное напряжение (для цифро-аналоговой регистрации).
Указанное напряжение при изменении цифрового кода младшего разряда периода от 0 до 99 и сопротивлении нагрузки 1,2КОм составляет величину не менее 200мв. По информационному каналу измерения давления комплекс "Глуби-на-2" имеет следующие технические данные : 1.Предел допускаемой основной погрешности в % от диапазона изменения частотного сигнала не более ± 1.0. 2.Вариация величины выходного сигнала не более предела допустимой основной погрешности. 3.Непостоянство выходного сигнала в течение 8 часов не более 0,5 предела допустимой погрешности. 4.Время установления показаний не более 2,5 с. 5.Пред ел допустимой дополнительной погрешности измерения, вызванной изменением температуры окружающей среды от нормальной до любой температуры в пределах рабочих условий применения скважинно-го преобразователя на каждые 10С - не более 0,5 предела допускаемой основной погрешности. б.Предел допускаемой дополнительной погрешности, вызванной изменением тока питания блока БДС-2 на ± 1% от номинального значения -не более 0,5 предела допускаемой основной погрешности. По информационному каналу измерения температуры комплекс "Глубина-2" имеет следующие технические данные : 1.Предел допускаемой основной погрешности в % от диапазона изменения частотного сигнала не более ± 1,0. 2.Непостоянство выходного сигнала в течение 8 часов не более 0,5 предела допускаемой основной погрешности. 3.Показатель тепловой инерции в воде при принудительном перемешивании не более 10 сек. 4.Предел допускаемой дополнительной погрешности измерения, вызванной изменением тока питания блока БДС-2 на ± 1% от номинального значения, не более 0,5 предела допускаемой основной погрешности. 1.2.2 Аппаратура "АГДК-42" Аппаратура глубинного газодинамического каротажа АГДК-42 [iZ] предназначена для поочередного измерения и регистрации температуры, давления, скорости потока газа и локации муфтовых соединений по стволу скважины. Применяется в составе самоходной каротажной лаборатории ЛКС-7-02 при контроле за разработкой газовых и газоконденсатних месторождений и ПХГ.
Аппаратурный комплекс "АГДК-42" характеризуется, как нестандартизированное средство измерения с индивидуальными градуировочными характеристиками (в режимах измерения температуры и давления). В состав аппаратуры входит скважинный прибор и наземная часть. Скважинный прибор предназначен для преобразования в электрический частотный сигнал давления, температуры, скорости газового потока и формирования электрического сигнала при прохождении муфтовых соединений. Наземная часть аппаратуры "АГДК-42" предназначена для дистанционного переключения режимов работы глубинного прибора, преобразования его выходных сигналов в постоянный ток и регистрации последнего каротажным осциллографом типа НО-28А или аналогичным. Линией связи между скважинным прибором и наземной панелью является одножильный бронированный кабель. Скважинный прибор аппаратуры "АГДК-42" имеет следующие режимы работы : - режим измерения температуры; - режим измерения давления; - режим индикации скорости потока газа; - режим индикации муфтовых соединений. Наземная панель обеспечивает дистанционное переключение каналов глубинного прибора и преобразование его выходных сигналов во всех режимах работы в постоянный ток с дальнейшей регистрацией каротажным осциллографом. Пределы допускаемых значений основной приведенной погрешности преобразования ±3%. Пределы допускаемых значений дополнительной приведенной погрешности преобразования при изменении температуры в диапазоне от 5 до80С±1,5%. Режим температуры имеет диапазон измерения от 5 до 80С.
Предел допускаемых значений основной приведенной погрешности составляет ± 1%; пределы допускаемых значений дополнительной погрешности от изменения тока питания на + 10% от номинального - 0,5С; значение показателя термической инерции в воде не более 2сек. В канале давления диапазон измерения составляет от 0 до 16Мпа. Пределы допускаемых значений основной приведенной погрешности ± 0,5%; пределы допускаемых значений дополнительной приведенной погрешности от изменения тока питания на + 10% от номинального составляет ± 0,25%. Канал скорости газового потока включает два диапазона измерения: - от 0 до 3м/сек и от 0 до 10м/сек. Погрешности преобразования не нормируются. Аппаратура глубинного газодинамического каротажа требует постоянной градуировки, которую следует проводить не реже одного раза в месяц или после каждых трех выездов на скважину. С этой целью разработана установка УмХ-03. Градуировка выполняется по каналам измерения температуры и давления и осуществляется в лабораторных условиях при температуре окружающей среды 293 ± 5К (20 ± 5С). 1.3
Систематизация режимов скважин, ее геолого-технических условий и искомых параметров с целью оценки возможностей глубинных газодинамических исследований при контроле за разработкой. Накопленный за последние годы опыт работ по проведению ГИС в действующих скважинах показывает, что при правильной организации работ и оснащении современной аппаратурой, газодинамические исследования по стволу скважин на различных режимах их эксплуатации дают исключительно информативный материал, позволяющий не только качественно осмыслить процессы протекающие в них, но и количественно оценить основные параметры системы "пласт-скважина".
Количественный анализ глубинных газодинамических исследова ний в разрезе сеноманской толщи Ямбургского КМ.
Геолого-промысловая характеристика сеноманской газовой залежи. еноманская продуктивная толща Ямбургского ГКМ [ f3 ] сложена переслаиванием песков, песчаников, алевролитов и глин. Это предопределяет резкую литологическую и фильтрационную неоднородность залежи и слабую коррелируемость разрезов скважин. Общие мощности продуктивной толщи колеблются от 6 до 229м, эффективные - от 5,4 до 182,8м. Содержание коллекторов при этом - от 42 до 85,3%. Коэффициенты открытой пористости слабосцементированных разностей по керну изменяются от 30 до 40%, а глинистых и уплотненных песчано-алевролитовых - от 20 до 29%. Проницаемость пород по керну колеблется от единиц до сотен миллидарси; максимальные значения ее достигают 2 дарси. В объеме газовой залежи разнотипные породы распространены в виде линз, изменяющихся по площади от долей метра до нескольких километров.
Анализ материалов ГИС показывает, что основные запасы газа (до 2/3 объема залежи) сосредоточены в мощных линзах высокопроницаемых пластов-коллекторов, представленных песками и слабоглинистыми песчаниками. Коллекторы относятся к поровому типу, в различной степени сцементированы глинистым цементом и имеют удовлетворительную отсорти-рованность зерен скелета. По минералогическому составу среди песчаников преобладают полевошпатово-кварцевые разности с содержанием кварца 60 - 78%, полевых шпатов 20 - 36,5%, с небольшой примесью обломков пород и слюд. Изредка встречаются полимиктовые песчаники, в которых содержание обломков пород достигает 25-30%. Алевролиты представлены в основном аркозами. Особенностью алеврито-песчаных пород является каолинизация полевых шпатов. Преобладающий цемент - глинистый порового или порово-пленочного типа. Состав основной массы чаще всего смешанный хлорит-каолинитовый или гидрослюдисто-каолинитовый с примесью смешанно-слойных образований с небольшим содержанием набухающих слоев. В единичных случаях отмечается чисто хлоритовый цемент.
Продуктивная толща сеномана перекрывается мощной глинистой покрышкой турон-палеогенового возраста общей мощностью до 670 метров. Туронские глины представлены в основном монтмориллонитом и смешанно-слойными образованиями ряда гидрослюда-монтмориллонит. Характерной чертой сеноманской газовой залежи является наличие преимущественно метанового газа с крайне низким содержанием тяжелых углеводородов; сероводород отсутствует. асчетные абсолютно-свободные дебиты газа достигают 634-10880тыс.м3/сут. Начальное пластовое давление в залежи составляет 122,5кг/см , пластовая температура +34 С. Признаки нефти отсутствуют, содержание конденсата в газе незначительное - до 0,2см /м при ук = 0,863г/см3. Сеноманская газовая залежь водоплавающая, пластово-массивного типа. .2.2 Применяемый комплекс глубинных газодинамических исследова-ний,возможности использования его для выделения газооотдающих интервалов, оценки эксплуатационных характеристик пластов и последующего прогнозирования их удельных дебитов Методы "ГИС-контроля" в продуктивной толще сеномана Ямбург-ского месторождения начали проводится с 1980г. На сегодняшний день комплекс ГИС в газовой среде под давлением включает следующие виды измерений: турбиннотахометрическую и тепловую расходометрию, термометрию, барометрию, влагометрию, шумометрию, радиоактивный каротаж, локацию муфт. На современной стадии исследования проводятся комплексной аппаратурой, позволяющей одновременно регистрировать основные параметры газового потока. Как правило, они включают замеры в остановленной скважине и при работе ее на различных режимах эксплуатации.
Глубинные газодинамические исследования в сеноманских эксплуатационных скважинах Ямбургского месторождения проводятся для решения следующих основных задач: - установления профиля притока в стволе скважины и расчета продуктивных характеристик отдельных пластов, изучения технического состояния скважин, уточнения конструкции их подземного оборудования. нализ материалов "ГИС-контроля" показал, что основная масса эксплуатационных скважин имеет конструкцию аналогичную с Уренгойским ГКМ, где интервал перфорации полностью или частично перекрыт колонной насоснокомпрессорных труб. Использовать такие материалы для количественных определений индивидуальных характеристик отдельных пластов затруднено , поэтому в настоящей работе они не принимались в расчет.Среди недостатков комплекса "ГИС-контроля" следует отметить отсутствие контрольных диаграмм ( в особенности турбинной расходо-метрии), что в определенной степени снижает их эффективность при расчете дебитов работающих пластов. Кривые термометрии при существующих депрессиях на пласт и низкой чувствительности датчика прибора не-дефференцированы, поэтому не выделяют работающих пластов и служат только для отбивки уровня жидкости в стволе скважины. Шумометрия на качественном уровне позволяет в отдельных случаях выделить малодебит-ные интервалы притока газа в ствол скважины, которые не фикситуются по данным других методов "ГИС-контроля". Влагометрия - весьма эффективный метод для установления мест поступления воды в ствол скважины; используется только на качественном уровне. Локатор муфт помимо своего целевого назначения позволяет в некоторых случаях оценить качество вскрытия разреза. В большинстве скважин оно представляется несовершенным, что в свою очередь затрудняет выделение в разрезах работающих интервалов.
Для решения поставленных в работе задач были использованы материалы "ГИС-контроля" в объеме 29 эксплуатационных скважин. Результаты расчетов продуктивных характеристик работающих пластов приведены в сводной таблице 2.2. При их определении применялись приемы и способы аналогичные тем, что имели место в скважинах Уренгойского месторождения. Удельные дебиты пластов (пачек) пересчитывались на первона-чальное пластовое давление в залежи — 122,5 кг/см и рабочую депрессию - 5 кг/см2. Расчет параметров осуществлялся в автоматизированной системе "ГЕККОН". На рисунках 2. 7 - 2. 10 представлены материалы глубинных газодинамических исследований скважин Ямбургского месторождения, показаны принципы выделения газоотдающих интервалов, графические методы определения коэффициентов фильтрационного сопротивле-ния айв.
Для прогнозирования удельных дебитов пластов предпринимались попытки скоррелировать эту величину с различными геофизическими параметрами отражающими ФЕС коллекторов, среди которых Сгл, Кпр, апс и др. В результате, наиболее тесные связи коэффициента удельной продуктивности г были выявлены с коэффициентом эффективной пористости - Кпэф. Данная связь приводится на рисунке 2.11 и, как видно, характеризуется достаточно высокой теснотой, что позволяет использовать ее для прогнозных оценок продуктивности отдельных пластов-коллекторов, как в действующих, так и во вновь бурящихся скважинах месторождения.
Количественный анализ глубинных газодинамических исследова-нийвразрезе продуктивной толщи карабилъской свиты ШатлыкскогоГКМ.
Шатлыкское газоконденсатное месторождение открыто в феврале 1968 года объединением Туркменнефть Министерства нефтяной промышленности СССР. Вначале месторождение рассматривалось, как залежь с единым "сухим" полем и общим внутренним контуром газоносности. Выделялось два приподнятых купола {21,25]. о мере дальнейшей разведки и эксплуатационного разбуривания выявлены изменения в первоначально намечавшихся представлениях о геологической характеристике месторождения. К началу 1980 года на основании проведенных поисково-разведочных работ и завершившегося эксплуатационного разбуривания геологическая характеристика залежи представлялась следующим образом. атлыкское месторождение приурочено к двум пологим брахиан-тиклинальным складкам - Западно-Шатлыкской и Восточно-Шатлыкской. Размеры складок соответственно составляют: длина 35 и 30 км, ширина -10,5 и 10,7 км, а их амплитуда - 232 и 105 м.
Западно-Шатлыкская и Восточно-Шатлыкская залежи — сводовые, полнопластовые, с краевой водой. Начальные газоводяные контакты залежей несколько отличаются. На Западном Шатлыке на основании промы-слово-геофизических исследований ГВК принят на абсолютной отметке -3250 м. На Восточном Шатлыке начальный ГВК располагается на обсо-лютных отметках от -3240,4 м до —3247,2 м. Вследствие узкого интервала изменения указанных отметок поверхность начального ГВК условно принята горизонтальной на абсолютной отметке -3245 м. родуктивный горизонт приурочен к верхней, наиболее проницаемой части Карабильской свиты верхней юры и перекрывается мощной толщей валанжин-готеривских пород. Общая мощность горизонта изменяется от 45 до 59,5 м на Восточном Шатлыке и 52,2 до 65,6 на Западном Шатлыке. Эффективные мощности соответственно от 29,5 до 38,5 м и от 21 до 42,3 м. Газовые залежи представлены красноцветными средне и мелкозернистыми алевро-песчаниками, переслаивающимися с тонкими, выклинивающимися по простиранию непроницаемыми глинистыми породами. Алевропесчаники преимущественно полимиктового состава, различающиеся по размеру обломочных зерен, степени цементации и составу цемента. Последний представлен глинистым и карбонатным материалом в разных соотношениях этих составляющих между собой. Значения открытой пористости изменяются от 19,3 до 21,5% на Западном Шатлыке и от 18,6 до 21,7% на Восточном Шатлыке. Средневзвешенные величины коэффициентов газонасыщенности приняты следующими: Зап.Шатлык -69%, Вост.Шатлык 67%.
Изучение физико-химической характеристики газов и конденсатов показало, что осредненный состав газа (в мол.%) Сі - 95,55; С2 - 1,6; Сз -0,25; С - 0,1; С5+ - 0,26; СОг - 1,22; N2 - 1,02. Газоконденсатные исследования, проведенные, как в период разведки, так и в процессе эксплуатации Восточного и Западного Шатлыка, позволили сделать следующие выводы: - потенциальное содержание стабильного конденсата (С5+) в пластовом газе составляет 12 г/м3; физико-химическая характеристика пластового газа и стабильного конденсата не изменяются в процессе разработки; - коэффициент конденсатоотдачи равен 1. Эксплуатационные скважины на Шатлыкском ГКМ расположены по равномерной сетке 1x1 км, в пределах "сухих" полей обеих залежей. На Восточном Шатлыке зона разбуривания практически совпадает с "сухим" олем, а на Западном Шатлыке значительная часть "сухого" поля на юге и востоке не разбурена. На Восточном Шатлыке на одну проектную эксплуатационную скважину приходится начальных запасов в среднем в полтора раза меньше, чем на Западном Шатлыке. Отмеченные особенности расположения скважин привели к образованию с первых же лет разработки существенных депрессионных воронок по площади обеих залежей.
Эксплуатационные скважины Шатлыкского месторождения имеют следующую конструкцию: -направление диаметром от 508 до 630 мм(чаще 529 мм)-до глубины 5-6 м; - кондуктор диаметром 377 мм до глубины 55-210 м; - техническая и промежуточная колонны диаметром 273 мм до глубины 1600 м; - эксплуатационная колонна диаметром 178 мм - до забоя скважины. меется целый ряд данных, свидетельствующих о том, что разработка газовых залежей месторождения Шатлык происходит в условиях упруго-водонапорного режима, однако степень его активности определить весьма затруднительно. з-за повышенных отборов газа пластовые давления в обеих залежах снизились значительно больше, чем предусматривалось проектом разработки, вследствие чего ухудшились условия подготовки газа и стал необходимым срочный ввод на промыслах дожимных компрессорных станций.
Геолого-технические условия проведения ГДИ, применяемый компклекс исследований, его полнота и качество материалов азодинамические исследования на Шатлыкском ГКМ проводятся с февраля 1976 года. В первые годы исследования выполнялись однока-нальными приборами и носили, как правило, хаотичный характер. Несмотря на то, что применяемая в то время методика исследований одноканальными приборами учитывала необходимость как временной совместимости данных термометрии и барометрии, так и контроля качества материалов, реализация ее, однако, требовала больших затрат времени, обходилась дорого и не гарантировала высокого качества результатов. Это позволило сделать вывод о низкой эффективности исследований скважин глубиной более 2000 м одноканальными приборами. дальнейшем силами тематической партии ДАО "Газпромгеофизи-ка" были разработаны ряд модификаций комбинированной аппаратуры, включающей датчики скорости потока газа, температуры и давления. Это в значительной мере повысило производительность скважинных измерений.
Рациональный комплекс глубинных газодинамических исследований определяется геолого-техническими условиями в скважине: соответствием технической характеристики приборов ожидаемой эксплуатационной характеристике газоотдающих пластов (забойные температура и давление, характер флюида, производительность скважины и пр.); конструкцией эксплуатационного забоя (положение башмака НКТ относительно интервала перфорации и пр.). Поскольку шатлыкский продуктивный горизонт залегает на больших глубинах (3250-3500 м) и характеризуется высокими значениями пласто-вых температур (до +143 С) и давлений (363-368 кг/см ), проведение ГДИ в таких условиях представляет сложную задачу. эксплуатационных скважинах, где интервал перфорации не перекрыт колонной насосно-компрессорных труб, проводится следующей комплекс ГДИ : турбинная расходометрия; термометрия; барометрия. Запись кривых начинают с глубины 20-30 м выше башмака НКТ и заканчивают на забое скважины. Все три вида исследований проводят, как при спуске, так и при подъеме прибора на 6 режимах отбора газа, из которых один статический и 5 динамических. После закрытия скважины снимается кривая восстановления забойного давления (глубинный прибор при этом устанавливают в середине интервала перфорации). В качестве вспомогательных исследований применяют локатор муфт - для шаблонирова-ния ствола скважины и радиоактивный каротаж (ГК+НГК) - для привязки материалов ГДИ по глубине к разрезу скважины.
Определение текущей и остаточной газонасыщенности по данным радиоактивного каротажа в наблюдательных скважинах
Многочисленные попытки определения текущей и остаточной газонасыщенности по данным НГК были предприняты в 1970-80 годы рядом известных ученых - Берманом Л.Б., Абдулаевым К.М., Резвановым Р.А., Тер-Саакяном Ю.Г и др. Однако, отсутствие в то время соответствующих математических моделирующих программных средств не позволило учесть все влияющие параметры модели коллектора. В этой связи оценки текущей газонасыщенности по разработанным методикам для глинистых коллекторов имели систематические смещения, как правило, в сторону завышения. етодика Бермана Л.Б. и др. [ {О ] предполагает использование в качестве опорных газоносного и водоносного пластов одинаковой пористости с исследуемым пластом, что значительно упрощает методику. Из теоретических и практических работ известно, что чувствительность НГК к изменению водородосодержания пласта - W максимальна при низких значениях W и минимальна при высоких величинах водородосодержания. При постоянной пористости и составе скелета значение скорости счета — J однозначно связано с изменением водонасыщенности Кв или объемной влажности WB = Кп-Кв. Вид зависимости величины J от Lg (Кв) близок к линейному. Аналогичная закономерность наблюдается и для НКТ. Для газонасыщенных пластов эта зависимость основана на закономерности объемной влажности - WB ОТ скорости счета. Считается, что в диапазоне коллекторов с Кп 0, 15 на эту зависимость не влияет пористость исследуемых коллекторов в диапазоне объемной влажности 0,03 - 0,36. Связь показаний нейтронного каротажа с Кг для методов НГК и НКТ выражается уравнением вида: Рн = JK/JB = 1 - ALg (1 - Кг), (3.7) де Рн - относительный параметр насыщения, JK и JB - соответственно показания НК против газоносного пласта и против этого же пласта полностью насыщенного водой; А - коэффициент пропорциональности, зависящий от условий измерений и применяемой аппаратуры. Рекомендуется пользоваться параметром qr, получаемым исходя из показаний против опорных пластов: qr = (JK - JB)/(Jr - JB), (3.8) де Jr - показания НК против исследуемого пласта при Кг = 0.95 (максимально возможная газонасыщенность).
Тогда для гранулярных коллекторов зависимость показаний НГК (зонды 60 - 70 см) и НКТ (зонды 40 - 50 см) от Кг описывается единой зависимостью вида: r = -0.77Lg(l-Kr) (3.9) едостатком данной методики является сложность нахождения опорных пластов с пористостью равной исследуемым, а также неучет содержания глинистых минералов с повышенным водородосодержанием в коллекторе. етодика Абдуллаева К.М. и др. [ і ] предусматривает использование в качестве опорных пластов неразмытые глины и газоносный пласт с любыми высокими значениями Кп и Кг и пригодна для оценки газонасыщенности независимо от пористости пласта. Экспериментальная палетка была получена по результатам повторных замеров НГК в четырех скважинах месторождения Газли по фактическим газоносным пластам. Средне-квадратическая относительная погрешность определения Кг составляет от ЗО до 5% при изменении газонасыщенности от 0.2 до 0.9. Данная методика является более универсальной в выборе опорных пластов, поскольку учитывает пористость коллекторов. Недостатком ее является неучет содержания глинистого материала в составе проницаемых пород. етодика Резванова Р.А. более универсальна. Она предполагает для оценки Кг использование палеток пористости водоносных пластов дополненных номограммами, учитывающими аномально низкую плотность газоносного пласта [ 30 ]. Рассчитанные им номограммы плотностного эффекта для НГК позволили разработать методику обработки данных, дающих возможность определять Кг пластов без зоны проникновения. Вопрос учета глинистости решался доказательством слабого ее влияния. Таким образом, была сделана попытка получить корреляционную связь показаний нейтронных методов с коэффициентом газонасыщенности при игнорировании значений Кп и Кгл. Недостатки методики Резванова очевидны --использование для учета пористости палетки Кг = f (W, Кп), полученной по результатам приближенных решений, вносит существенные систематические погрешности. Учет пористости и глинистости через корреляционные связи приводит к ухудшению зависимости показаний нейтронных методов от Кг за счет внесения в эту зависимость как случайных, так и систематических погрешностей.
Поскольку описанные выше методики из-за неучета глинистости коллекторов не позволяют оценить адекватную газонасыщенность, в 1984г специалистами Союзгазгеофизики (Тер-Саакян Ю.Г. и др.) предложена методика "главной огибающей" [ / ], основанная на статистическом сопоставлении значений газонасыщенности, определенной в каждой наблюдательной скважине до ее обсадки по данным электрического каротажа, с относительным разностным параметром НГК. Анализ материалов повторных замеров НГК проводился на месторождении Медвежье. В качестве одного из опорных горизонтов использовался высокопористый газонасыщенный пласт с известным значением Кг. За второй опорный горизонт принимался пласт неразмытых глин с минимальными показаниями на кривых НГК (туронская глина), либо высокоглинистые песчаники с практически нулевым газонасыщением. В соответствии с указанными опорными пластами и корреляционными связями Кп = f (Кг) и Кгл = f (Кг) была получена зависимость газонасыщенности Кг от водородосодержания W с использованием палетки Резванова. С помощью этой зависимости значения двойного разностного параметра AJny ставятся в соответствие с газонасыщенностью.
Недостатки методики "главной огибающей" связаны с неучетом нелинейного влияния глинистого материала (Кгл) на определяемую величину газонасыщенности (Кг); влиянием пористости на величину Кг и с заданием статистических связей Кп = f (Кг), Кгл = f (Кг). Кроме того, уравнения "главной огибающей" недостаточно обоснованы статистически, а использование для определения УЭС одного зонда размером 0.45м некорректно. аким образом, все рассмотренные методики опираются на теоретические палетки, полученные тем или иным способом. На современной стадии изученности наиболее совершенной методикой оценки Кгтек по данным НГК с точки зрения автора настоящей работы является методика Е.А. Федоровой [26]. Ею по результатам иммитаци-онного моделирования проведен анализ закономерности изменения водородосодержания газонасыщенных коллекторов для различных вариаций их глинистости с пористостью 0.2 - 0.4 от газонасыщенности и получены соответствующие палетки Кг = f (W,Kn) - рис. 3.2. Модель глины в рассчитанных палетках принималась следующая: - содержание связанной воды в молекуле глины - 10 молекул НгО; плотность глины — 2.6г/см3.
