Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ современных представлений о путях повышения эффективности проведения ремонтных работ в газовых скважинах в условиях АНПД 9
1.1. Причины ухудшения фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта при проведении ремонтных работ 9
1.2. Методы снижения отрицательного воздействия последствий ремонта скважин на емкостно-фильтрационные свойства призабойной зоны пласта 15
1.3. Выявление путей миграции флюидов из продуктивных отложений по заколонному пространству скважин 19
1.4. Постановка задач исследований 20
2. Разработка комплекса технологий проведения ремонтно-восстановительных работ в газовых скважинах 24
2.1. Технология промывки песчано-глинистых пробок, предотвращающая загрязнение продуктивных отложений 24
2.2. Репрессионно-депрессионное воздействие на при-забойную зону пласта с целью интенсификации притока газа 41
2.3. Технология поэтапного освоения газовых скважин в процессе проведения ремонта в условиях АНПД 50
3. Технология выявления заколонных перетоков газа с использованием трассеров 58
3.1. Теоретические основы использования трассерных методов для выявления заколонных перетоков газа 58
3.2. Результаты выявления заколонных газоперетоков на Совхозном подземном хранилище газа 67
4. Опытно-промышленные испытания комплекса технологий ремонтных работ в скважинах в условиях АНПД 81
4.1. Внедрение технологий проведения ремонтных работ в скважинах на Пунгинском подземном хранилище газа 81
4.2. Внедрение технологий проведения ремонтных работ в скважинах на Чиренском подземном хранилище газа 95
Заключение 112
Список использованных источников 114
Приложения 124
- Причины ухудшения фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта при проведении ремонтных работ
- Технология поэтапного освоения газовых скважин в процессе проведения ремонта в условиях АНПД
- Результаты выявления заколонных газоперетоков на Совхозном подземном хранилище газа
- Внедрение технологий проведения ремонтных работ в скважинах на Чиренском подземном хранилище газа
Причины ухудшения фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта при проведении ремонтных работ
Коллекторские свойства призабойной зоны пласта (ПЗП), оказывают существенное влияние на продуктивность скважины, газоотдачу пласта в целом. При проведении капитального ремонта скважин в ПЗП происходят процессы, ухудшающие ее коллекторские свойства, что приводит к увеличению срока выхода скважины на доремонтную производительность после ее освоения, а в случае необратимости таких процессов производительность скважине не восстанавливается. Оптимальным является проведение КРС в скважине без вредного воздействия на ПЗП. Однако на практике такого не бывает, т.к. при использовании даже самых передовых технологий и технологических жидкостей при создании репрессии в пласте будет формироваться зона проникновения компонентов технологических жидкостей. В таких условиях наиболее актуальным является снижение радиуса зоны проникновения, использования технологических жидкостей с минимальным отрицательным воздействием на ПЗП, а также воздействие на пласт различными методами после проведения ремонтных работ с целью интенсификации притока флюидов.
Комплекс основных видов технологических операций КРС, наиболее часто выполняемых в скважинах, включает в себя:
- глушение скважин;
- ревизию и замену подземного оборудования;
- промывку песчано-глинистых пробок;
- вторичное вскрытие продуктивного пласта (перфорация);
- освоение скважин;
- интенсификацию притока газа.
Кроме того, ремонтные работы часто сопровождаются геофизическими исследованиями, что увеличивает время нахождения скважины в состоянии репрессии на пласт.
Снижение отрицательного воздействия на ПЗП при проведении перечисленных операций зависит от применяемых технологий, составов и свойств технологических жидкостей, а также уменьшения времени нахождения пласта под воздействием технологических жидкостей (т.е. времени проведения КРС).
Под влиянием перепада давления в системе скважина-пласт глинистый раствор и его фильтрат проникают в породу, при этом в ПЗП формируются три зоны с различными фильтрационными свойствами [1]:
- глинистая корка;
-зона проникновения дисперсной твердой фазы;
-зона проникновения фильтрата жидкости.
Рядом исследователей (в частности автором работы [2]) выделяется еще и "промытая зона" - т.е. зона сформированная в процессе вытеснения пластовых флюидов фильтратом промывочной жидкости.
Следует отметить, что после спуска эксплуатационной колонны и вскрытия пласта кумулятивной перфорацией, в прочных породах пробиваются каналы, изменяющие микроструктуру их стенок. Происходит дробление зерен, а проницаемость вокруг каналов оказывается распределенной немонотонно [3].
В зависимости от типа продуктивного коллектора и глубины проникновения технологическая жидкость оказывает на него определенное негативное влияние, ухудшающее продуктивность скважины, так как фильтрат и твердые частицы, проникая в пласт, тампонируют поры и трещины коллектора, снижают проницаемость ПЗП. Однако снижение проницаемости, как показали лабораторные и промысловые исследования, при прочих равных условиях зависит от значений проницаемости коллектора [4].
Высокопроницаемые коллекторы (проницаемостью 0,5 мкм2), как правило, не подвергаются значительному загрязнению даже при поступлении в них больших объемов технологической жидкости и ее фильтратов, так как последние легко вымываются из пласта при пуске скважины в работу.
Коллекторы средней проницаемости (0,1 - 0,5 мкм2) значительно загрязняются при воздействии технологической жидкости и, хотя скважины с такими коллекторами легко осваиваются, самоочистка призабойной зоны части пласта практически не происходит.
Коллекторы с низкой проницаемостью 0,05 - 0,1 мкм2 также подвергаются значительному загрязнению, и при освоении возникают затруднения по вызову притока, поэтому требуется применение специальных методов воздействия на призабойную зону пласта для очистки ее от загрязнения.
Коллекторы очень низкой проницаемости ( 0,05 мкм2), которые хотя и не дают возможности глубоко проникнуть фильтрату и промывочной жидкости в пласт, также трудно осваиваются, что обуславливает необходимость воздействия на них с целью интенсификации флюидопритока.
Глинистая корка образуется в скважине непосредственно на поверхности продуктивного пласта и является сложным образованием, состоящим в общем случае из твердых частиц различной природы, формы и размера, жидкой фазы и пузырьков воздуха и газа.
В процессе роста корки происходит ее уплотнение, что снижает ее проницаемость и пористость, а, следовательно, - объем фильтрующейся через корку жидкости, и как результат - происходит уплотнение корки, снижаются потери технологической жидкости и загрязнение пласта.
Рассматривая факторы, влияющие на условия образования и уплотнения глинистой корки, следует выделить следующие основные технологические параметры:
- химический состав и физические свойства технологических жидкостей;
- величина репрессии на пласт;
- режимы промывки скважины;
- применяемое технологическое оборудование; - время проведения ремонтных работ в заглушённой скважине.
Авторами работы [5] доказывается, что интенсивность фильтрации в 200 - 400 раз снижается в процессе формирования глинистой корки на поверхности породы и образовании зоны кольматации в пласте.
В процессе проведения КРС с применением глинистых растворов, кроме образования глинистой корки на стенке скважины (перфорационных отверстиях, щелях фильтра), происходит также процесс кольматации продуктивных отложений (заполнение порово-трещинного пустотного пространства тонкодисперсной пелитовой фазой глинистого раствора). Это также приводит к снижению фильтрационно-емкостных свойств ПЗП, часто изменение свойств носит необратимый характер. Во время выполнения операций по промывке песчано-глинистых пробок, даже при использовании технологических жидкостей без содержания глины, также происходит кольматация продуктивных отложений в результате фильтрации в пласт применяемой жидкости с выбуренными песчано-алевритовыми частицами пробки. Различными авторами проводились исследования глубины проникновения кольматанта в пласт. Авторами работы [6], утверждается, что при размерах поровых каналов в пределах 100 мкм глубина проникновения составляет 0,2 - 0,6 м. При увеличении каналов до 250 мкм, проникновение достигает 1,3 -1,5 м.
Авторы работ [7, 8, 9] получили различные значения глубины проникновения глинистых частиц в песчаные пласты различной проницаемости - от 0,05 м до 0,2 м.
В работе [10] также исследуется глубина проникновения кольматирующей фазы в образцы песчаников, состоящих из зерен различных фракций от 0,6 до 1,6 мм. В зависимости от диаметра зерен и величины перепада давления глубина проникновения кольматанта в пласт была от 0,03 м до 1,5 м, а через образец, состоящий из зерен диаметром 2,5-6мм раствор фильтровался свободно.
Исследованиями А.С. Сатаева [11] была изучена кольматация пористой среды суспензией. При этом использовался люминофор в качестве кольматирующего вещества. По результатам исследований установлено, что максимальной кольматирующей способностью обладает суспензия с размерами частиц в 6 - 13 раз меньшими, чем поры песчаников.
Авторами работы [12] на основании анализа результатов многочисленных исследований сделан вывод, что неоднозначные данные о глубине и степени кольматации пород ПЗП на различных месторождениях очевидна и зависит от конкретных условий каждой скважины.
Экспериментальными исследованиями авторы работы [13] показали, что при кольматации изменяются размеры всех сообщающихся пор, через которые происходит фильтрация. При этом в процессе накопления кольматанта принимают участие все частицы дисперсной фазы, проникшие в поровое пространство.
Рассматривая влияние репрессии на пласт на степень его кольматации, следует выделить два противоположных мнения. Авторы работы [14] пришли к выводу, что перепад давления в системе скважина-пласт практически не оказывает влияния на степень кольматации. Однако дру-. гими исследователями доказано влияние репрессии на пласт на его загрязнение - чем выше репрессия, тем значительнее степень кольматации [15]. Очевидно, на степень кольматации оказывает влияние характеристика тинистой корки. Формирование зоны проникновения фильтрата технологической жидкости при проведении ремонта в заглушённой скважине, продолжается в течение всего периода ведения работ в связи с постоянной репрессией на пласт и прекращается после вызова притока из пласта.
Технология поэтапного освоения газовых скважин в процессе проведения ремонта в условиях АНПД
Одной из причин низкой производительности скважин после выхода их из ремонта является недостаточная очистка ПЗП в процессе освоения и отработки скважин, что обуславливает неполное включение в работу вскрытой продуктивной мощности пласта. Кроме того, продуктивность работающих пропластков оказываются обычно меньше потенциально возможной.
Как показывает промысловый опыт, в процессе эксплуатации скважин в таких условиях, в режиме отбора газа, через фильтр в ствол скважины потоком газа выносятся из пласта фильтрат технологической жидкости, применяемой при проведении ремонтных работ, а также твердые частички породы, попавшие в пласт в процессе промывки пробки.
Отсутствие работающих пропластков в нижней части фильтра или работа в этой части фильтра пропластков с низкой производительностью создают благоприятные условия для образования песчано-глинистых пробок в фильтровой зоне скважины, а также гидрозатворов в НКТ, так как скорости восходящего потока газа в фильтре оказывается недостаточно для выноса твердых и жидких частиц из скважины. Для надежности выноса частиц необходимо создать скорость восходящего потока газа v0, равную [71]: Vo = 12VV (28) где VKp- скорость критическая газовой струи, при которой твердые и жидкие частицы находятся во взвешенном состоянии в потоке газа, м/с.
Как установлено промысловой практикой, вынос твердых и жидких частиц в зависимости от их размеров и формы происходит при скоростях движения у башмака фонтанных труб равных 5-10 м/с [71].
Рассматривая увеличение суммарного дебита снизу вверх в пределах фильтровой зоны (вследствие сложения дебитов каждого работающего пропластка), можно выделить некоторое критическое сечение в фильтре (рис. 6). Ниже этого сечения происходит осаждение жидких и твердых частичек, а выше сечения скорость газового потока vQ будет обеспечивать вынос частичек из скважины. Положение в фильтровой зоне такого критического сечения зависит от ряда факторов [72, 73]:
- дебита скважины;
- распределения работающих пропластков в пределах вскрытой мощности разреза;
- дебита каждого из пропластков;
- внутреннего диаметра фильтра,
Положение сечения не является стабильным и может изменяться с изменением перечисленных факторов.
В процессе очистки пласта при отработке скважины на разных режимах, включения в работу новых пропластков и увеличения производительности работающих, положение критического сечения в фильтре бу дет опускаться к нижним перфорационным отверстиям. На практике установлено, что в малодебитных скважинах, а также в скважинах с большим интервалом перфорации (более 100 м), уже в начале процесса отработки может образоваться песчано-глинистая пробка, перекрывающая большую часть фильтра. В таких условиях целесообразным является уже перед освоением произвести искусственное понижение критического сечения выноса жидких и твердых частичек путем установления подвески башмака НКТ у нижних перфорационных отверстий. Скорость газовой струи у башмака НКТ рассчитывается по формуле [74]: где vg - скорость газовой струи, м/с; q - дебит газа, тыс. м3/сут; z3 - коэффициент сжимаемости газа при забойном давлении и температуре; Р3Рат- соответственно забойное и атмосферное давления, МПа; Т3,Тст соответственно забойная и стандартная температуры, К; D- диаметр колонны труб, м.
Как видно из формулы, чем меньше диаметр труб D, по которым происходит движение газового потока, тем при меньших дебитах q скважины будет достигнута критическая сокрость VKp, обеспечивающая вынос частиц из скважины Следовательно, в процессе освоения и отработки скважины даже при малых начальных дебитах будут созданы условия у башмака НКТ, обеспечивающие вынос на поверхность жидких и твердых частиц, что предотвратит образование песчано-глинистых пробок и гидрозатвора в условиях, когда в призабойной зоне коллекторские свойства пласта еще не восстановлены, а дебит скважины понижен по сравнению с доремонтным.
Продолжительная эксплуатация скважины через НКТ, спущенные до нижних перфорационных отверстий нерациональна по многим причинам, в частности:
- создаются условия для прихвата НКТ выпавшими частицами при остановках скважины или значительном снижении ее дебита (когда скорость восходящего потока у башмака НКТ не будет обеспечивать вынос твердых частиц); - возможно образование гидравлического затвора при скоплении в НКТ столба жидкости, гидравлическое давление которого будет превышать пластовое давление.
Однако такая подвеска НКТ наиболее рациональна с целью кратковременной отработки всего перфорированного интервала пласта. Применяя различные мероприятия по интенсификации притока газа [43, 44, 45] и создавая благоприятные условия выноса твердых частиц и жидкости с забоя скважины путем регулирования дебита, можно добиться эффективной очистки призабойной зоны пласта, приобщить к работе неработающие пропластки, повысить производительность и увеличить межремонтный период эксплуатации скважин. Однако при этом способе отработки необходимо поддерживать такой режим работы скважины, при котором не будет происходить осаждения твердых частиц на забой, а также образование гидрозатвора в НКТ, т.е. должно соблюдаться условие (28).
По мере отработки продуктивных пластов производится постепенный подъем НКТ.
После отработки всего вскрытого интервала производится кратковременное глушение скважины и НКТ приподнимается на заданную глубину, после чего скважина вновь осваивается и вводится в работу.
Одновременно в процессе освоения при подвеске НКТ у нижних перфорационных отверстий выполняются работы по интенсификации притока газа:
- очистка ПЗП от кольматирующих веществ;
- обработка ПЗП пенокислотой.
Промежуточное освоение скважины при подвеске НКТ у забоя производится с использованием уже описанного ранее оборудования, применяемого в технологических операциях по промывке скважины и воздействию на пласт, рис. 5.
На первом этапе работ производится замена жидкости глушения, заполняющей скважину, на пену с заданной степенью аэрации.
ПОЖ из емкости 16 подается агрегатом 9 в газожидкостный эжектор 11. Одновременно из шлейфа через блок распределения 10 в дозированном количестве подается газ в эжектор. Получаемая пена с заданной степенью аэрации закачивается по нагнетательной линии в затрубное пространство скважины. По НКТ пена вытесняет жидкость глушения в емкость 7, откуда жидкость перекачивается в емкости 12 агрегатом.
После полного вытеснения жидкости, выходящая из кольцевого пространства пена через емкость 7 направляется в дегазационный желоб 8, где происходит ее полное разделение на составляющие: жидкая фаза - ПОЖ перекачивается агрегатом 9 в эжектор для последующего использования, а газ выделяется в атмосферу.
Результаты выявления заколонных газоперетоков на Совхозном подземном хранилище газа
Совхозное ПХГ расположено в северной части Оренбургской области, в Октябрьском районе и создано на базе истощенного одноименного газоконденсатного месторождения.
С 1996 г. на ПХГ началось активное проявление техногенных скоплений газа, образовавшихся в надпродуктивных отложениях и проявляющихся в выходах газа на поверхность по ряду водяных и контрольных скважин,-вскрывших водяные отложения, залегающие над покрышкой ПХГ [84, 85, 86]. Поиски скважин - источников техногенных газоперетоков проводился методами ГИС, биолокацией, гидрогеологическими методами, по всей площади ПХГ были пробурены контрольно-разгрузочные скважины, кроме того проводились ремонтные работы в скважинах, которые характеризовались как переточные. Однако эффективность работ была невысока, поэтому возникла необходимость разработки принципиально новой технологии трассерных исследований для выявления скважин - источников техногенных газоперетоков Совхозная структура, выявленная по данным сейсмических исследований, была введена в поисково-разведочное бурение в 1960 г. В апреле 1962 г. из скв. 56 получен газ с конденсатом из подсолевого комплекса. Месторождение введено в опытно-промышленную эксплуатацию в октябре 1968 г. Разработка Совхозного месторождения закончена в мае 1974 г. В июне 1974 г. на базе выработанного месторождения было начато создание Совхозного подземного хранилища газа. За период 1962 - 1974 гг. из залежи отобрано 10355 млн. м3 газа и 356,4 тыс. т конденсата. Пластовое давление на конец разработки составило 3,7 МПа.
Совхозное ПХГ создано в рифовом массиве Ишимбаевского типа. Оно расположено в пределах южной части рифовой полосы, прослеживающейся вдоль западной краевой части Предуральского прогиба.
На Совхозной площади скважинами вскрыты отложения четвертичной, неогеновой и пермской систем (рис. 9).
Залежь Совхозного месторождения и ныне эксплуатируемое ПХГ приурочено к рифовым известнякам сакмаро-артинского возраста. Артинскии, сакмарскии ярусы представлены неравномерным чередованием плотных, крепких, трещиноватых, пористо-кавернозных рифовых известняков с прослоями сильно кавернозных «губчатых» -доломитов, плотных ангидритов и мергелей. Вскрытая мощность данных отложений составляет 770 м.
К надпродуктивному комплексу на Совхозном ПХГ относятся ангидрито-соляные, гипсо-ангидритовые отложения кунгурского яруса нижней перми и вышележащие терригенные отложения неогенового и четвертичного возраста.
Залегающая на эродированном кунгурском ложе терригенная толща неогеновых, четвертичного возраста представлена чередованием песчаных, гравийно-галечниковых и глинистых пластов.
В 1995 - 96 гг. была разработана геологическая модель надсоле-вой толщи Совхозного ПХГ которая была принята за основу при анализе техногенных скоплений газа [85, 86], в настоящей работе. Выделяются в надпродуктивном комплексе четыре пачки проницаемых пород.
Признаки утечек газа из эксплуатационных скважин и поступления его в терригенные коллекторы надкунгурскои толщи известны с 1974 г. при эксплуатации Совхозного месторождения и ПХГ [86]. Поиски путей перетоков и мест скопления техногенного газа производились путем геофизических исследований скважин, анализа межколонных давлений, создания сети контрольно-наблюдательных скважин, тематических исследований ВНИИгаза, Вол гоУ рал НИ ПИ газа, Оренбурггеофизики, СевКавНИПИгаза и др. организаций.
По данным анализа результатов промыслово-геофизических исследований скважин Совхозного ПХГ [84] в терригенных коллекторах надсолевой толщи признаки техногенных скоплений газа отмечались еще с 1981 г. Положительные термоаномалии, являющиеся признаками накопления газа в коллекторах, отмечались в разные годы в ряде скважин. Интервалы разреза с повышенными значениями газопоказаний, которые являются одним из основных признаков наличия газа в коллекторах, выделены также при бурении ряда контрольно-разгрузочных скважин. Следует отметить, что присутствие техногенного газа выявлено не только в надсолевых коллекторах, но также и в солевых отложениях. В скв. 7КР отмечались увеличение газопоказаний в интервале 424 - 450 м и слабый приток газа при освоении интервала перфорации 420 - 448 м, приуроченного к верхней части солевой покрышки.
По данным разновременных замеров ГИС наблюдались динамические процессы в интервале залегания солей ряда эксплуатационно-нагнетательных скважин [84].
В период наиболее активных газопроявлений на территории Совхозного ПХГ (1996 - 1997 гг.) исследованиями «ВолгоУралНИПи-газа» были выявлены 6 участков техногенной загазованности терригенных надсолевых отложений. С наиболее высокой загазованностью выделяется участок в восточной части ПХГ, где расположены работавшие на разгрузку техногенной залежи в 1996 - 1998 гг. скв. 20В, 13В, 1КР, 2КР, 4КР, 5КР, 12КР, 19КР, 2К, а также участок на севере, за пределами горного отвода ПХГ, в районе расположения скв. 17КР, 18ДКР, 41 Р.
По уточненным данным о положениях интервалов фильтров в терригенном разрезе, поступление газа в скв. 13В и 1КР приурочено к I пачке, а в скв. 20В из подошвенной части I пачки и кровельной - II пачки. Подключение к разгрузке техногенных скоплений газа II пачки в октябре 1997 г. - скв. 12КР, привело к снижению перетоков газа из II пачки в I в скв. 20В и отключению скв. 1КР в 1997 г.
В сентябре 1998 г. при проведении промысловых трассерных исследований в газовой среде был обследован весь фонд контрольных, контрольно-разгрузочных и водяных скважин. Разгрузка техногенных скоплений газа осуществлялась скв. 2К, 4КР, 5КР, 12КР, 18ДКР, 19КР, 13В, 20В. Однако дебиты скважин были различные. Максимальный дебит отмечен в скв. 12КР - 8436 м3/сут, а в скв. 13В дебит составил 1164 м3/сут. В остальных скважинах наблюдались выходы газа из НКТ различной интенсивности. Наиболее низкой производительностью обладала скв. 2К - слабый барботаж газа через воду в стволе скважины.
Следует отметить, что работа скв. 18ДКР, вскрывшая I пачку, носила циклический характер. При максимальной интенсивности газопроявлений по НКТ происходил излив воды с газом. При уменьшении интенсивности газопроявлений выход газа практически прекращался. Время между периодами максимальной производительности скважины равнялось восьми суткам. Циклический характер активности скважины свидетельствовал о поступлении по пласту порций газа к скважине.
Находящаяся неподалеку скв. 17КР, вскрывшая II - III пачки, работала по НКТ водой с дебитом 10 м3/сут, статические давления на устье скважины: Рг- 0,08 МПа; Рзатр.= 0,08 - 0,1 МПа.
Кроме того наблюдались выходы газа в кольцевом пространстве между эксплуатационной колонной и направлением в скв. 18В, расположенной вблизи скв. 17КР.
Анализ многолетних промысловых данных, а также ГИС, показывают, что источников техногенных скоплений газа на ПХГ вероятно несколько. В настоящее время в пределах восточной части ПХГ существует зона скопления техногенного газа, который непрерывно разгружается через сеть контрольно-разгрузочных скважин.
Покрышка Совхозного ПХГ представлена сульфатно-галогенной толщей кунгурского возраста мощностью порядка 1000 м. По степени заполненности рифогенной ловушки, а также деформационно-прочностным свойствам галогенных пород, покрышка характеризуется как герметичная. В 1987 - 1988 гг. по методике ВНИИгаза были проведены три испытания ПХГ на герметичность, которые доказали его герметичность.
Очевидно, миграция газа из продуктивных отложений в надпро-дуктивные происходит по техногенным путям. Такими путями могут являться заколонные пространства ряда скважин, вскрывших продуктивный горизонт и имеющих низкое качество заколонной крепи, а также дефекты эксплуатационных колонн, о чем свидетельствует ряд признаков (межколонные газопроявления, грифоны на устьях, наличие динамических процессов по данным ГИС и др.).
Целью трассерных исследований на Совхозном ПХГ являлось установление прямыми методами источников техногенных утечек газа из ПХГ.
Внедрение технологий проведения ремонтных работ в скважинах на Чиренском подземном хранилище газа
В административном отношении Чиренская площадь расположена в восточной части западного Предбалканья, на территории Болгарии. Геологическое строение структуры изучено по материалам, полученным при бурении разведочных и эксплуатационных скважин в период с 1961 по 1971 гг. с целью разведки и эксплуатации газоконденсатного месторождения.
Проведение ремонтных работ на ПХГ начато в 1992 г. с участием автора диссертации, руководившим группой российских специалистов.
При проведении ремонтных работ были разработаны и опробованы оригинальные технологии, позволившие оптимизировать ремонтные работы и повысить их эффективность. Результаты работ опубликованы в ряде печатных работ в России и Болгарии [43, 44, 45, 53, 55, 94, 99]. Ремонтные работы проводились в скв. Р-2, Р-Зб, Р-4, Р-5, Р-6, Р-9, Р-10, Р-13, Р-19, Е-22, Е-23, Е-24, Е-25, Е-26, Е-27, Е-29, Е-31, Е-32, Е-36, Е-48, Е-49, Е-51. Скважины имеют разную конструкцию, в них вскрыты различные стратиграфические объекты в пределах этажа газоносности. Дебит скважин, работающих по 60, 73, 89 мм НКТ находится в пределах 100 - 240 тыс. м3/ сут. При депрессии 0,24 - 0,92 МПа. Коэффициент аномальности в циклах закачки-отбора ПХГ изменяется в пределах 0,42 - 0,52. Вскрытая мощность продуктивных отложений в скважинах изменяется в пределах 42-165 м.
В строении Чиренской структуры, приуроченной к Мраморенской брахиантиклинали, принимает участие комплекс палеозойский и кайнозойских отложений.
Структура является брахиантиклинальной складкой, вытянутой с северо-запада на юго-восток, размеры структуры на поверхности составляют 16 х 12 км.
В разрезе Чиренского ПХГ продуктивными являются песчаники нижнего триаса (T-i), карбонатные отложения среднего и верхнего триаса (Тг+з), песчаники нижнего лейаса (h1) и известняки среднего лейаса (h2). Продуктивные отложения гидродинамически связаны между собой. Основным продуктивным объектом являются отложения среднего лейаса (рис. 17).
Коллекторские свойства образцов керна,, отобранного при бурении различных скважин определялись в лаборатории физики пласта НИГИ г. София, Болгария.
По данным литолого-петрографических исследований кернового материала, полученного при разведке месторождения, был сделан вывод, что открытая пористость карбонатно-терригенных пород -коллекторов Чиренского месторождения включает в себя:
- межзерновую открытую пористость (т.е. пористость между карбонатными кристаллами коллекторов Т2 + з и Ц2 и кварцевыми зернами песчаников Ті и h1);
- вторичную открытую пористость (включающую в себя поры и каверны);
- трещинную открытую пористость (были выявлены как микротрещины, так и макротрещины).
Как видно, коллектор ПХГ отличается сложностью строения. Основной полезный объем коллектора определяется межзерновой и вторичной пористостью. Значительная часть трещин продуктивных отложений имеет тектоническое происхождение, реже диагенетическое. Для расчетов при подсчете запасов газа и конденсата были приняты следующие величины открытой пористости для различных стратиграфических комплексов:
- нижний триас - 2,95 %;
- средний и верхний триас - 2,02 %
- нижний лейас - 1,93 %;
- средний лейас - 1,20 %.
По результатам газодинамических исследований были получены следующие значения проницаемости для различных стратиграфических комплексов:
- карбонатные породы среднего и верхнего триаса - 8-Ю"17 м2;
- песчаники нижнего лейаса - 1-Ю"17 м2;
- песчаники среднего лейаса - 1-Ю"17 м2. Более точные значения проницаемостей в призабойных зонах скважин определены на основе обработки промысловых данных (методом стационарной фильтрации газа).
Как видно на карте, наибольшее значение проницаемости отложений в западной части структуры - свыше 1,2-10"13м2 (скв. Р-10, Е-24), в восточной части величина проницаемости минимальная - ниже 3-10"14м2 (скв. Р-9, Е-25).
С целью детального изучения вскрытых газоносных горизонтов для решения задач связанных с оптимизацией проводимых ремонтных работ и эксплуатации Чиренского ПХГ, а также оценки возможности расширения хранилища, в период 1992 - 1994 гг. на ПХГ проводились ГИС в ряде эксплуатационно-нагнетательных скважин. Комплекс исследований для получения надежных результатов включал в себя следующие геофизические методы:
- расходометрию;
- шумометрию;
- термометрию;
- влагометрию;
- локацию муфт.
В таблице 2 приведены результаты выделения работающих мощностей методами ГИС в исследуемых скважинах, а также сведения об интервалах перфорации и возрасте вскрытых отложений по каждой скважине.
Работают различные стратиграфические комплексы в скважинах неодинаково. С целью характеристики степени вовлечения в работу вскрытых мощностей продуктивных отложений введен коэффициент Кр , определяемый по формуле
