Содержание к диссертации
Введение
1 Проблема повышения нефтеотдачи и перспективы дальнейшего применения методов воздействия на пласты и нефтяную залежь 7
1.1 Факторы, ухудшающие состояние при забойной зоны пласта, и современные подходы к разработке методов воздействия на ПЗП 8
1.2 Роль мегодов увеличения нефтеотдачи пластов и характеристика основных технологий 16
2 Разработка рабочей гипотезы динамического воздействия на нефченасыщепный пласт 22
2.1 Флюидодинамическая модель нефтяного резервуара и оценка ею основных параметров с учетом масштаба пространства 22
2.2 О динамике дискретных систем 39
2.3 Физические основы динамическою воздействия на пласт 49
2.4 Методика динамического воздействия на пласт. Общие принципы 53
3 Определение области вибросейсмического воздействия 56
3.1 Выбор объекта исследований 56
4 Прогноз схемы и параметров блоковой динамики на кувашском участке манчаровского месторождения 94
5 Результаты исследований резонансных характерноїик пласта в скважине №1475 кувашской площади и нромыслово-геофизические исследования 106
5.1 Исследования резонансных характеристик пласта 106
5.2 Промысловом еофизические исследования
5.3 Результаты іеолою-іеохимических исследований, проведенных во время эксперимента по сейсмическому воздействию на пласты 112
5.4 Результаты работ по вибровоздействию 114
Основные выводы и рекомендации 119
Список использованных источішков
- Факторы, ухудшающие состояние при забойной зоны пласта, и современные подходы к разработке методов воздействия на ПЗП
- Флюидодинамическая модель нефтяного резервуара и оценка ею основных параметров с учетом масштаба пространства
- Прогноз схемы и параметров блоковой динамики на кувашском участке манчаровского месторождения
- Исследования резонансных характеристик пласта
Введение к работе
Большинство нефтяных месторождений России находятся в завершающей стадии разработки, когда средняя обводненность добывающих скважин превышает 90% при достаточно низких коэффициентов нефтеотдачи. Другими словами, остаточные запасы еще велики, а рентабельность разработки требует постоянно поиска технологий, направленных на доизвлече-ние трудноизвлекаемых запасов путем воздействия не только на призабой-ную зону, но и на пласт в целом.
Актуальность такой постановки проблемы диктуется тем, что при разработке нефтяной залежи обычно воздействие на пласт осуществляется в дискретных точках - нагнетательных и добывающих скважинах, что естественно приводит к возникновению в нефтенасыщенной толще фильтрационных потоков и образованию как активно дренируемых, так и «застойных» зон, не охваченных процессом фильтрации. Поэтому актуальной и привлекательной становится идея площадной обработки залежи физическими полями с целью вытеснения из «застойных» зон защемленной нефти в дренируемую часть пласта.
Если учесть, что современное состояние нефтедобычи основных нефтяных регионов России (Поволжский, Краснодарский, Западно-Сибирский и др.) характеризуется ростом доли трудноизвлекаемых запасов в общем объеме добычи нефти и в активную разработку вводятся залежи, еще 20-30 лет назад считающиеся нерентабельными, становится очевидным важность исследований, направленных на изучение возможности увеличения нефтедобычи и нефтеотдачи залежей углеводородов путем воздействия на них сейсмическими полями определенных режимно-технологических параметров.
В истории разработки нефтяных месторождений достаточно давно известен положительный эффект на добычу нефти различных внешних воздействий взрывов, движение ж/д составов и т.д. Ведутся разработки различных способов воздействий на пласт. Так, к примеру, в сибирском отделении РАН
4 разработан вибратор весом около 100 т, излучающий волны до 30 Гц. Однако
транспортировка данного устройства очень проблематична.
В Научном Центре нелинейной волновой механики и технологии Российской Академии наук под руководством академика Р.Ф.Ганиева ведутся работы по изучению механизма волнового воздействия на нефтяные пласты. Запатентованы практически все возможные методики волнового воздействия на пласт.
Адресная передача сейсмоволновой энергии і руине продуктивных пластов стала возможной с позиции флюидо-динамической модели нефтяного резервуара с учетом блоковой динамики осадочного чехла и фундамента. При воздействии на пласт возникает необходимость правильно выбрать точки воздействия и определить параметры воздействия.
Цель работы. Увеличение текущей нефтедобычи путем сейсмического воздействия на нефтяную залежь.
Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие основные задачи:
Анализ проблем в нефтедобыче, связанных с образованием застойных зон в продуктивных пластах с различной проницаемостью.
Разработка рабочей гипотезы сейсмического воздействия на нефтяную залежь с целью увеличения текущей нефтеотдачи.
Определение области сейсмического воздействия, обоснование выбора точек приложения энергии и параметров воздействия с учетом конкретных особенностей геологического строения нефтяной залежи.
Проведение промысловых испытаний по разработанной технологии сейсмического воздействия на локальную нефтяную залежь.
Научная новизна выполненной работы.
1. Разработана научно обоснованная модель горного массива, учитывающая естественную дискретную структуру, знак и величину компонент напряженного состояния продуктивного пласта для выбора точки приложения сейсмической энергии.
2. Создана методика воздействия на пласт упругими волнами, основанная на комплексной оценке параметров блоковой геодинамики месторождения углеводородов.
3.Промысловыми испытаниями подтверждена гипотеза выделения газа при проведении сейсмовоздействия.
Основные защищаемые положения
Рабочая гипотеза сейсмического воздействия на нефтяную залежь, основанная на модели горного массива, учитывающей естественную структуру, знак и величину компонент напряженного состояния продуктивного пласта для выбора точки приложения сейсмической энергии.
Методика динамического воздействия на пласт, которая состоит из двух этапов:
выбор и обоснование оптимальной области коллектора и точки размещения сейсмического источника;
определение параметров воздействия по максимальному резонансному отклику коллектора.
Технология сейсмического воздействия на продуктивный пласт с обоснованными параметрами работы вибраторов.
Результаты промысловых испытаний сейсмического воздействия на локальную нефтяную залежь Кувашского участка Манчаровского месторождения Республики Башкортостан.
Практическая ценность. В результате опытно-промышленного применения метода сейсмического воздействия на Кувашский участок Манчаровского месторождения нефти Республики Башкортостан выявлены максимальные значения флюидных параметров (дебиты по флюиду) приуроченные к границам мегаблоков, доказана перспективность его применения для увеличения нефтедобычи и снижения количества попутно добываемой воды на месторождениях, находящихся в поздней стадии эксплуатации, проведена оценка пространственного масштаба влияния сейсмического поля на процесс разработки месторождения. По разработанной технологии в АНК Башнефть с
2004г. обрабатываются 2-3 нефтяные залежи ежегодно.
Апробация работы. Основные положения и результаты докладывались на следующих научных конференциях:
Научный симпозиум Конгресса нефтепромышленников России «Новые геофизические технологии для нефтегазовой промышленности». Уфа, май 2000;
научно-практической конференции «Минерально-сырьевая база Республики Башкортостан: реальность и перспективы». Уфа, 2002 ;
пятой Республиканской геологической конференции «Геология, полезные ископаемые и проблемы экологии Башкортостана». 1 Тимергазинские чтения, посвященные 90-летнему юбилею К.Р. Тимергазина. Уфа, ноябрь 2003.
научно-технический совет ОАО «Башнефтегеофизика» 12.11.2004;
научно-техническом совете «ИК «БашНИПИнефть» 24.07.2004.
Факторы, ухудшающие состояние при забойной зоны пласта, и современные подходы к разработке методов воздействия на ПЗП
Современное состояние нефтедобычи Поволжского нефтяного региона характеризуется ростом доли трудноизвлекаемых запасов в общем объеме добычи нефти. В активную разработку вводятся залежи, еще 20-30 лет назад считающиеся нерентабельными, неперспективными для разработки. Как правило, это низкопродуктивные объекты, имеющие высокую зональную и послойную неоднородность, связанную с замещением отдельных прослоев коллектора плотными и глинистыми породами, чго осложняет их разработку традиционными методами. Роль новых технологий возрастает потому, что незначительное увеличение нефтеотдачи на месторождениях с хорошо развитой инфраструктурой можно сравнить с рентабельностью разработки новых месторождений. Высокие показатели разработки и конечный коэффициент извлечения нефти (КИН) можно получить только при рациональной эксплуатации объекта, соответствующем действенном и эффективном регулировании процесса фильтрации. Регулирование обеспечивается изменением темпов и распределением отбора жидкости по скважинам, изменением плотности размещения скважин, увеличением проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) и др.[1].
Следует учесть, что при разработке нефтяной залежи воздействие на пласт осуществляется в дискретных точках - нагнетательных и добывающих скважинах. Такое воздействие приводит к возникновению в нефтенасыщен-ной толще фильтрационных потоков и образованию как активно дренируемых, так и «застойных» зон, не охваченных процессом фильтрации. 1.1 Факторы, ухудшающие состояние призабойной зоны пласта, и современные подходы к разработке методов воздействия на ПЗП
Состояние ПЗП и ее характеристики во многом определяют производительность добывающих и нагнетательных скважин, влияя, таким образом, на эффективность разработки нефтяных месторождений. Анализ промысловых данных, гидродинамические и геофизические исследования скважин показывают значительное ухудшение состояния ПЗП в процессе эксплуатации, особенно неблагоприятное в низкопродуктивных коллекторах. Это обусловлено тем, что практически любая операция, проводимая в скважинах, является потенциальным источником засорения пласта. Наряду со снижением продуктивности скважин, ухудшение фильтрационных свойств ПЗП приводит к снижению коэффициента нефгеизвлечения; в зонах ухудшенной проницаемости теряется значительная часть пластовой энергии, что снижает эффективность воздействия на пласт в целом [2].
Ухудшение естественной проницаемости наступает еще в процессе бурения, когда при выемке породы в кольцевой зоне вокруг скважины образуются сжимающие напряжения, а поверхность породы при механическом взаимодействии с породоразрушающим инструментом и буровым раствором термодинамически активируется, что способствует, впоследствии, образованию высоковязких поверхностных кольматирующих слоев. При этом также буровой раствор образует на стенках скважины глинистую корку значительной толщиной, а фильтрат проникает в пласт. Буровой раствор способен и более глубоко проникать в пласт через трещины призабойной зоны, возникающие вследствие появления гидростатических давлений выше давления разрыва пласта, например, при операциях восстановления циркуляции промывочной жидкости или при спуско- подъемных операциях. По данным лабораторных исследований именно по этой причине может наблюдаться снижение абсолютной проницаемости пород в 2 - 50 раз, а в некоторых случаях до нуля [3]. Фильтраты буровых растворов способны проникать в продуктивные пласты еще на более значительную глубину. По данным [4], глубина проникновения последних достигает 0,2 - 3,0м. При этом сильное ухудшение естественных коллекторских свойств иризабойной зоны происходит вследствие: ? набухания глинистых частиц коллектора, если вода фильтрата отличается по своему солевому составу от пластовой воды; ? снижения фазовой проницаемости по нефти из-за появления водной фазы и образования пристенных слоев воды на поверхности пор, обладающих повышенной вязкостью и упругим сопротивлением сдвигу; ? возникновения капиллярных явлений на границах контакта воды с пластовой нефтью; ? образования стойких водонефтяных эмульсий типа "вода в нефти", слабо-фильтрующихся не только из-за высокой вязкости, но вследствие обладания выраженными тиксотропными свойствами; ? закупоривания пор нерастворимыми в воде и в нефти осадками, которые образуются в результате химического взаимодействия фильтратов и промывочных жидкостей с пластовыми жидкостями.
Проникновение фильтрата в ПЗП, характеризующегося вертикальной неоднородностью коллекторских свойств, на расстояние даже порядка сантиметров приводит к снижению охвата пласта по мощности заводнением на 30-40%.
Существенным возмущениям призабойная зона подвергается также в процессах перекрытия обсадной колонной и при цементировании. В результате физико-химического и гидродинамического взаимодействия тампонажного раствора и пластовых жидкостей призабойная зона может, в зависимости от литологического состава и термодинамических условий залегания, как отдавать, так и впитывать воду, что приводит к изменению ее характеристик.
Флюидодинамическая модель нефтяного резервуара и оценка ею основных параметров с учетом масштаба пространства
В последние годы наиболее общие теории нефтегазообразования в качестве основного генерационного механизма рассматривают процесс тепло-массопереноса из нижних этажей бассейна за счет дефлюидизации фундамента [23]. При этом принимается идея блоковых перемещений осадочного чехла и фундамента в виде чередования зон уплотнения и разуплотнения горных пород при их нагреве, происходящем в процессе погружения и последующей лигификации. В результате возникает неравновесная система из отдельных блоков, между которыми и происходит прорыв в верхние этажи бассейна нагретых флюидных смесей из фундамента, которые, в свою очередь, встретив углеводородный "полуфабрикат" в виде керогена, запускают процесс генерации нефти и газа. Другими словами, реализация углеводородного потенциала бассейна прямым образом связывается со специфическими условиями его прогрева. В такой модели признаются основными по существу два связанных между собой процесса: - блоковая динамика осадочного чехла и фундамента; - термодинамика флюидных потоков.
Названные процессы являются следствием общей геодинамики Земли и, следовательно, существовали всегда и происходят в данный момент времени. С точки зрения времени образования залежи нефти или газа мы можем утверждать с известной степенью вероятности, что в каждом конкретном случае залежь могла образоваться не раньше какого-то периода развития бассейна, но определить конечную временную границу формирования скопления углеводородов мы не в состоянии. Известны факты и достаточно обоснованные гипотезы, свидетельствующие о непрерывном поступлении нефти в ловушку. Так, например, независимые расчеты разных специалистов показывают, что на Ромашкинском месторождении (Республика Татарстан) ежегодно добавляется около 1 млн. т нефти. Этот факт можно объяснять с разных позиций: а) процесс генерации нефти из материнской толщи не завершился до сих пор и непрерывно поддерживается тепломассопереносом из фундамента; б) нефть или ее "полуфабрикат" генерируется в глубинных интервалах кристаллического фундамента и поступает в осадочный чехол с восходящими флюидными потоками; в) существует дальняя горизонтальная миграция нефти из множества мелких периферийных скоплений. Подобные примеры не единичны и вполне закономерны в особо активных с точки зрения современной геодинамики регионах (Мексика и т.п.).
Какие бы гипотезы не выдвигались, фундаментальным обстоятельством, но общему мнению, является одно - в основе некогорого множества процессов, приводящих, в конечном счете, к формированию или переформированию месторождения нефти или газа, заложен флюидодинамический режим системы "осадочный чехол - фундамент". Логика подобных рассуждений построена на убеждении в том, что собственно флюидодинамический режим осадочного бассейна устанавливается и поддерживается непрерывным образом за счет реализации трех основных процессов: ? последовательное разрушение фундамента и осадочного чехла во всей истории развития литосферы и ее геодинамического режима и образование среды с дискретной структурой, ? среда с дискретной структурой теряет прочность и приобретает свойства активной неравновесной системы с блоковой организацией реакции ее стратифицированных интервалов на текущие (современные) изменения параметров геодинамического режима литосферы, ? гидростатический режим бассейна переходит во флюидодинамический режим, согласованный с текущей блоковой активностью системы "осадочный чехол - фундамент".
Если рассматривать следующую область D (дальняя зона) сопоставимую с мощностью резервуара, то необходимо предположить, что в этой области на величину проницаемости существенным образом повлияет дискретная структура. Размер этой области зависит от реальной стратиграфической ситуации, но речь идет об объеме пространства не менее одного или нескольких десятков кубометров породного массива.
Как угодно близко к области D может находиться контакт блоков следующего иерархического уровня, проницаемость которого по определению будет значительно выше, чем контакты блоков элементарного или формаци-онного уровней.
В этом случае флюид, рассеянный в пустотном пространстве бассейна и фундамента, переходит в активное состояние и приобретает характер направленного движения. Таким образом, уравнение Дарси в промысловом контексте представляет собой по существу синтез трех связанных моделей: геология бассейна (модель проницаемости осадочной толщи с дискретной структурой), геодинамика (модель процессов движений в активной системе "осадочный чехол - фундамент", как функция общего переменного во времени давления Р ), флюидодинамика (модель флюидного течения - У, которая объединяет первые две модели взаимозависимым образом и является объективной основой накопления нефтяных и газовых залежей и преобразования их в процессах разработки.
Прогноз схемы и параметров блоковой динамики на кувашском участке манчаровского месторождения
Существование наклонных разломов требуют специальных объяснений и обычно связывается с вторичными по отношению к вертикальным движениям механизмами скалывания. Важно подчеркнуть, что система разломов является в пределе замкнутой системой, которая и определяет, в конечном счете, схему общей блоковой динамики земной коры. Поэтому, говоря об одном разломе, мы должны отождествлять его с определенной стороной блока соответствующего иерархического уровня. Таким образом, по общему мнению, блоковый принцип динамики земной коры предопределяет системную дискретность всех ее структурно-вещественных комплексов как по вертикали, так и по горизонтали.
Динамический процесс предполагает, прежде всего, деформирование массива горной породы, что влечет и соответствующее деформирование пустотного пространства. В свою очередь, деформирование пустотного пространства вызовет движение флюида в нем и определит характер процесса течения - вытеснение или заполнение.
Иными словами, временные периоды миграции и аккумуляции флюидов (вместе с углеводородами) должны быть согласованы с периодами активности динамических процессов осадочной толщи. Таким образом, любая динамическая схема должна быть разложена на временные составляющие, причем так, чтобы сумма этих составляющих не противоречила основополагающему кинематическому принципу и организации блоковой конструкции земной коры. Количественные параметры динамики земной коры устанавливаются по целенаправленному анализу комплекса геолого-геофизических данных и по многократным во времени инструментальным измерениям смещений точек земной поверхности. Достаточно широко известны результаты подобных измерений в различных районах мира, которые свидетельствуют о явном циклическом характере динамики земной поверхности. По Данненбер-гу Е.Е и Белоусову В.В. [30J динамика земной коры представляется процессом из суперпозиции тектонических циклов четырех рангов: ? современные движения, наблюдаемые сейчас и в течении заданного исторического периода, ? молодые (голоценовые), ? новейшие (неоген - антропогеновые), ? древние (донеогеновые).
Основным полигоном для изучения традиционно является Фенноскан-дия, в которой происходит поднятие с максимальной зарегистрированной скоростью - 1 см/год (предполагают, что 9 тыс. лет назад скорость была 13 -8 см/год , 7-6 тыс.лет - 2 см/год, сейчас в данный момент времени -1 см/год). В Голландии в данное время происходит опускание 0,5-0,7 см/год. По линии Алма-Ата - Иссык - Куль (Республика Казахстан) повторные нивелировки дневной поверхности показали следующие скорости современных колебаний дневной поверхности: 1952- 1964 гг. + 4 мм/год 1964- 1972 гг. - 12 мм/год 1972- 1974 гг. +32 мм/год
Детальное изучение современных движений указывает на расчленение земной коры на блоки с поперечным размером в первые километры и в десятки километров. Длительность новейших колебательных движений предполагается по геологическим данным от 5 до 20 млн.лет. Имеются карты новейших суммарных амплитуд поднятий и опусканий. Например, на равнинах амплитуды поднятий по разным возрастам оцениваются как: плиоценовые -150 м, миоценовые - 220 м, палеогеновые - 300 м (Русская равнина).
Подавляющее преимущество и относительная интенсивность вертикальных движений в верхней части земной коры подтверждается детальным анализом "зеркал скольжений", встречаемых в изобилии по керну осадочных и кристаллических пород в интервалах глубин 3-5 км. Практически все они имеют угол наклона к горизонту порядка 45 градусов. Отсутствие явных вертикальных и горизонтальных плоскостей скольжения (точнее говорить о их незначительном статистическом вкладе, как правило, не превышающем 10 % от общего количества зарегистрированных зеркал скольжений по каждой скважине) подтверждает преобладание вертикальных смещений в породном массиве. Анализ характерных штрихов и неровностей на хорошо отполированной плоскости скольжения свидетельствует о знакопеременных взаимных перемещениях отдельных блоков в пределах любого фрагмента породного массива порядка нескольких миллиметров (не более того). Последнее косвенно подтверждает реальные скорости современных движений того же порядка (знакопеременные движения земной поверхности со средней скоростью 3 -5 мм/год).
Результаты конкретных региональных исследований повсеместно отражают блоковое деление литосферы и тесную взаимосвязь эволюции суб-вер шкального перемещения блоков и развития осадочного бассейна. Комплексный анализ геофизических, космических, морфометрических, геохимических и других данных позволяет достаточно уверенно прогнозировать геометрию глобальной и региональной геодинамических схем литосферы. В последние годы появилось достаточно много фундаментальных публикаций посвященных этой проблеме. Вводятся ранги блоков, поперечный размер которых пропорционален мощности каждого структурно-вещественного комплекса того или иного слоя земной коры в этом регионе. Например, блоки "гранитно-метаморфического" слоя мощностью порядка 20 км (вместе с осадочным бассейном) имеют преобладающий поперечный размер 50 км, блоки "гранитно-метаморфического плюс базальтового" слоев общей мощностью около 50 км, имеют поперечный размер 100 км и т.д. Соответственно, выделяются блоки и низших уровней с поперечными размерами менее 50 км, отражающие расслоенность верхней части земной коры по генезису и физическим свойствам.
Исследования резонансных характеристик пласта
ОАО «Башнефтегеофизика» силами Уфимского управления геофизических работ выполнило на Кувашском месторождении комплекс промысло-во-геофизических работ.
Цель данных рабо г заключалась в исследовании скважин указанного месторождения имеющимися методами ГИС до воздейсгвия и после него с целью оценки эффективности последнего. Методы ГИС, задействованные на Кувашском месторождении: манометрия, термометрия, СТИ, расходомегрия, плотнометрия, влагометрия, с привязкой по локатору муфт и гамма-каротажу.
Кроме этого, был проведен газовый каротаж по специальной методике для действующих скважин, о котором будет более подробно сказано ниже.
Промыслово-геофизические исследования были проведены в скважинах, они охватывали как добывающие, так и нагнетательные скважины.
Часть геофизических исследований не была проведена в силу особенностей строения месторождения и той сетки скважин, которая выбрана при разработке месторождения. В основном это касается работ по межтрубью действующих скважин, которые не могли быть выполнены на данном месторождении вследствие разбуривания месторождения наклонно-направленными скважинами с большим углом вскрытия продуктивных горизонтов (30-40 градусов). Такие большие углы обусловили невозможность доставки геофизических приборов на забой скважины, а остановка действующего фонда для исследований обычными полевыми подразделениями ИДС-ных партий была признана нецелесообразной.
Самыми эффективными из геофизических методов по контролю за сейсмовоздействием на пласт оказался метод манометрии, не столько при записи по пласту, сколько в режиме снятия кривой падения давления с выходом на средневзвешенные параметры пласта: гидропроводность, скин-фактор, проницаемость, коэффициент приемистости (стационарный и потенциальный) с фиксированием радиуса зоны исследования.
Для примера приведем скважину №1476 Кувашской площади. До воздействия и после воздействия хорошо видно, что при одинаковом скин-факторе гидропроводность пласта увеличилась вдвое при увеличении радиуса исследования скважин за одно и то же время работы. Эти данные показывают, что по ряду скважин (там, где есть изменение гидродинамических параметров) произошло увеличение охвата заводнением, что, в целом, положительно скажется на увеличении добычи нефти в связи с вовлечением в разработку трудноизвлекаемых запасов.
Метод термометрии на скв. 1474 продемонстрировал применимость для решения своих стандартных задач: определение интервалов негерметичности, оценки герметичности забоя, выявления интервалов заколонных перетоков.
Методы расходометрии проявили себя несколько неудовлетворительно. С их помощью не удалось выполнить те задачи, решение которых на них возлагалось. Произошло это вследствие того, что имеющийся у геофизиков парк аппаратуры не удалось адаптировать для решения вопросов, возникших в процессе работ сейсмовибрации на Кувашском месторождении.
Результаты газового каротажа позволяют нам глубже понять те физические процессы, которые происходят при сейсмовоздействии иа пласты-коллекторы с целью увеличения добычи нефти. В целом можно отметить, что 1. Наиболее эффективными методами ГИРС при сейсмовоздействии признаны газовый каротаж и манометрия (при записях кривой падения/ восстановления давления). 2. Неэффективным методом признана расходометрия в том виде, в каком она реализована в имеющейся геофизической аппаратуре. 3. При дальнейших аналогичных работах потребуется создание принципиально нового прибора, который как датчик будет опираться на другие физические основы. 4. Геофизические работы в скважинах по межтрубью остались недооценены в связи с причинами, указанными в начале раздела. При подборе месторождения с преимущественно вертикальными скважинами этот вид ГИРС скорее всего будет востребован.
Для контроля за результатами сейсмического воздействия на пласт, с целью повышения нефтеотдачи, была использована станция газового каротажа Уфимского УГР ОАО «Башнефтегеофизика». Аппаратура и программное обеспечение специально для эксперимента было переоборудовано для работы на добывающей скважине. Пробы попутного газа отбирались с помощью специального дегазатора (пассивного типа) непосредственно из выкидной линии скважины и анализировались на компьютеризованном хроматографе ХГ-1Г. По результатам анализа определялись следующие параметры: суммарное абсолютное содержание пяти углеводородных компонент метана, этана, пропана, бутана и пентана (С1 - С5 соответственно) в пробе газа; относительное содержание каждой компоненты в пробе в процентах. Диаграммы суммарного газосодержания и относительного компонентного состава попутного газа строились в масштабе времени. Для контроля за качеством сейсмического воздействия к станции был подсоединен сейсмоприемник, который фиксировал в режиме реального времени периодичность и интенсивность сейсмовоздействия на работающий пласт. Регистрация работы сейсмоприемника осуществлялась через систему КПБ «Леуза-1» и выдавалась в масштабе времени в виде диаграммы на дисплей компьютера и принтер. С 21 ноября по 3 декабря 2003 года станция работала на скважине № 1474 Кувашской площади (первый квадрат сейсмического воздействия). В процессе проведения сейсмовоздействия скважина перестала работать в результате аварии оборудования, поэтому результаты геолого-геохимических исследований оцениваются неоднозначно и достоверной интерпретации не подлежат, хотя вывод о том, чго продуктивный иласг реагирует на сейсмовоздействие, все же можно сделать.
