Эффективность комплекса ГИС при решении нефтепромысловых задач на Кущевской ПХГ

Эффективность комплекса ГИС при решении нефтепромысловых задач на Кущевской ПХГ

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

(ФГБОУ ВПО «КубГУ»)

Кафедра геофизических методов поисков и разведки

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

ЭФФЕКТИВНОСТЬ КОМПЛЕКСА ГИС ПРИ РЕШЕНИИ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ЗАДАЧ НА КУЩЕВСКОЙ ПХГ

Работу выполнил

Землянухин А.А.

Реферат

Землянухин Андрей Алексеевич «Эффективность комплекса ГИС при решении нефтепромысловых задач на Кущевской ПХГ» (дипломная работа).

Ключевые слова: комплекс ГИС, подземное хранилище газа, коллектор, газонасыщенность, ГИС-контроль, газопроявления, герметичность покрышки, газодинамические исследования.

Дипломная работа содержит введение, три главы, заключение и посвящена изучению эффективности комплекса ГИС при решении нефтепромысловых задач на Кущевской ПХГ.

Содержание

Введение

. Геолого-геофизическая характеристика района Кущевского ПХГ

.1 Физико-географический очерк

.2 Геолого-геофизическая изученность района

.3 Геологическое строение Кущевского ПХГ

.3.1 Литолого-стратиграфическая характеристика

.3.2 Тектоника

.3.3 Целевые горизонты

. Техника и методика ГИС-контроля на Кущевском ПХГ

.1 Организация промыслово-геофизических работ на ПХГ

.2 Эксплуатация скважин на ПХГ

.3 Основные принципы ГИС-контроля

.4 Аппаратура и методика проведенных исследований

. Основные результаты ГИС-контроля на Кущевской ПХГ

.1 Определение положения ГВК и газонасыщенной толщины продуктивной толщи

.2 Контроль за герметичностью покрышки, межколонными и заколонными газопроявлениями

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

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

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

Заключение

Список использованных источников

Введение

Кущевское подземное газовое хранилище входит в газотранспортную сеть Краснодарского края и является важным звеном в урегулировании газоснабжения всего края и республики Адыгея.

Цель работы - изучение эффективности комплекса ГИС при решении нефтепромысловых задач на Кущевской ПХГ

Для достижения поставленной цели необходимо решить ряд задач:

. Геолого-геофизическая характеристика района Кущевского ПХГ;

. Техника и методика ГИС-контроля на Кущевском ПХГ;

. Основные результаты ГИС-контроля на Кущевской ПХГ.

Исходными данными для написания курсового проекта послужили отчет о результатах промыслово-геофизических работ за 2011 год по предприятию

ПФ “Кубаньгазгеофизика”, техническая документация на приборы и оборудование и учебная литература.

1. Геолого-геофизическая характеристика района работ

Кущевское подземное хранилище газа (ПХГ) - крупнейшее в крае и одно из самых крупных и уникальных в России. Оно создается с мая 1991 г. в низкопроницаемом терригенном коллекторе одноименного, истощенного ГКМ. Основная цель создания хранилища - регулирование сезонной неравномерности газопотребления Краснодарского края и Республики Адыгея.

.1 Физико-географический очерк

геофизический газ скважина

Кущевское ПХГ расположено в Кущевском районе на север Краснодарского края.

Рисунок 1.1 - Физическая карта Краснодарского края с элементами инфраструктуры

Площадь края - 75,5 тыс. кв. км. Городское население составляет 53%. Крупные города - Краснодар, Новороссийск, Армавир, Сочи.

Рекой Кубань край делиться на две части. Две тритии его территории приходится на северную, равнинную часть, включающую Кубано-приазовскую низменность и окраину Ставропольской возвышенности, одна треть - на южную, занимающую западные предгорья и часть Большого Кавказского хребта (абс. высоты до 3256 м).

Природные условия для жизни населения весьма благоприятные. Климат от умеренного континентального на большей части территории до субтропического на черноморском побережье (к югу от Туапсе). Средние температуры января от -4°С на равнине, до 5° на побережье, июля: 22 - 24°. Осадков в год - от 400 мм на равнине до 3240 мм в горах. Во время весеннего снеготаяния на реках обычны паводки. На равнине Западного Предкавказья преобладают особенно плодородные предкавказские карбонатные черноземы, в горах - горнолесные бурые и дерново-карбонатные почвы, в высокогорье - горно-луговые. Уникальные по видовому разнообразию леса занимают более 1,8 млн. гектаров. Степи на 80% распаханы. Вегетационный период на равнине - 220-240 дней.

Протяжённость главных железнодорожных путей Краснодарского отделения РЖД - 2770 км (около 37 км/1000 кв. км). Важнейшие морские порты - Новороссийск, Туапсе: здесь расположены крупнейшие в стране нефтяные и зерновые терминалы. Река Кубань до устья Лабы судоходна.

Экономику Краснодарского края определяют агропромышленный, топливно-энергетический, транспортный, курортно-рекреационный комплексы: развиты также машиностроение, лесное хозяйство, деревообработка и мебельное производство, промышленность строительных материалов.

Агропромышленный комплекс - основная отрасль народного хозяйства края. Здесь занята половина трудоспособного населения. Кубань по праву называют житницей России. Край занимает 2,3% сельхозугодий РФ, а производит более 6% валовой сельхозпродукции страны. Общая земельная площадь в крае - 7,5 млн. гектаров, из них 4 млн. га - пашня.

Многоотраслевая промышленность края является одним из основных источников пополнения краевого бюджета: в 2000 г, рост поступлений от предприятий в консолидированный бюджет края составил 30%.

Особое место принадлежит топливно-энергетическому комплексу 20% объёма промышленности. Кубань является родиной отечественной нефтяной промышленности; добыча нефти ведётся здесь с 1864 г.

Машиностроение и металлообработка занимают в общем объёме промышленного производства края 10%. Машиностроительную продукцию выпускают более ста крупных предприятий. В её структуре - металлорежущие и деревообрабатывающие станки приборы и средства автоматизации, сельскохозяйственная техника, электродвигатели, насосы, нефтепромысловое, буровое оборудование, компрессоры, оборудование для нужд железнодорожного транспорта. Наиболее крупные предприятия расположены в Краснодаре. Армавире. Тихорецке, Новороссийске, Ейске. Край развивает собственное сталепрокатное производство: строится два сталепрокатных комплекса в г. Абинск.

Деревообрабатывающая промышленность базируется на продукции пятидесяти местных лесозаготовительных предприятий, эксплуатирующих леса, которые являются основным в России источником древесины цепных пород (бук, дуб). Продукция отрасли - полиматериалы, древесностружечные и древесноволокнистые плиты, паркет, мебель для офисов и жилых помещений.

Продукция химической промышленности - фосфорные минеральные удобрения, серная кислота, лакокрасочные материалы, йод кристаллический, резинотехнические изделия.

Легкая промышленность представлена текстильными, швейными, кожевенными, меховыми, обувными предприятиями. Наиболее крупные из них находятся в Краснодаре. Имеется стекольное и фарфоро-фаянсовое производство.

Пищевая промышленность Краснодарского края - не только ведущая отрасль в экономике края, но и лидер российской пищевой отрасли.

Углеводородное сырье. Добыча нефти и газа в Краснодарском крае, старейшем нефтегазодобывающем регионе страны, в настоящее время падает, не играя значительной роли в нефтегазодобыче страны. Месторождения углеводородного сырья Краснодарского края приурочены к продуктивным комплексам Северо-Кавказско - Мангышлакского нефтегазоносного бассейна (НГБ) - юрским, меловым, палеогеновым и неогеновым - располагаются на глубинах от 200 м до 5 км.

К началу 2010 г. в Краснодарском крае Государственным балансом полезных ископаемых учтено 95 месторождений, содержащих запасы нефти, в числе которых 61 нефтяное, 22 газонефтяных, одно нефтегазовое и 11 нефтегазоконденсатных. По текущему количеству запасов все месторождения мелкие (рисунок 1.2).

Рисунок 1.2 - Месторождения углеводородного сырья Краснодарского края

Газотранспортная сеть Краснодарского края включает несколько магистральных газопроводов. По территории края проходят участки газопроводов «Голубой поток», Армавир - Ростов-наДону - Серпухов - Москва - Ленинград. Особенность строительства магистральных газопроводов на Кубани - их закольцованность, что позволяет по мере надобности переключаться с подачи газа на приём. Газопроводы-отводы низкого давления, подающие топливо непосредственно в населённые пункты, обеспечивают уровень газификации края, приближающийся к 70%.

Кущевское подземное хранилище газа входит в сеть газопроводов «Голубой поток»

.2 Геолого-геофизическая изученность

Кущевское подземное хранилище газа было создано в 1991 году на базе Кущевского газоконденсатного месторождения (рисунок 1.3), входящего в северную группу газоконденсатных залежей Краснодарского края. В настоящее время на Кущевском ПХГ продолжается XVIII-й цикл эксплуатации (первый цикл был в 1991 году).

Рисунок 1.3 - Схема размещения газовых месторождений

С момента создания хранилища (с 1991 года) и до июня 1993 года на Кущевском ПХГ бурились только одиночные вертикальные скважины, а с июня 1993 года (первая горизонтальная скважина № 102) началось бурение горизонтальных скважин - как одиночных, так и кустовых - с радиально-лучевым направлением горизонтальных стволов (рисунок 1.4).

Рисунок 1.4 - Схема размещения скважин на Кущевском ПХГ

По состоянию на 11.10.2005 года всего пробурено 86 горизонтально-направленных скважин, из них 13 - одиночных и 73 - кустовых, расположенных в 15 кустах. Состав фонда скважин приведен в таблице 1.

Таблица 1 - Фонд скважин на Кущевском ПХГ на 11 октября 2005 г

.3 Геологическое строение района работ

.3.1 Статиграфия

В геологическом строении месторождения принимают участие докембрийский комплекс пород, отложения палеозоя, мезозоя, палеогена и неогена (рисунок 1.5).

По данным сейсмических исследований, структурного, разведочного и эксплуатационного бурения, в строении поднятия участвуют породы осадочного комплекса от мезозойских до плиоцена.

Фундамент, на котором несогласно залегаем осадочный чехол, представлен метаморфическими породами докембрийского возраста - микрогнейсы, граниты, гранито-гнейсы, амфиболиты.

Выше по разрезу отмечается переходная зона от фундамента к чехлу - это нерасчлененные отложения небольшой мощности (порядка 50 м), сложенные каолинированнымми песчаниками, разрушенными гранитами.

Отложения меловой системы начинают толщу осадочного чехла. Она представлена двумя отделами: верхний и нижний. В нижнем отделе выделен альбский горизонт - мощность его составляет от 115 до 220 м, сложен алекролитами и песчаникми с прослоями глин, в верхней части отмечается пласт глин. Верхний отдел системы расчленен на 4 горизонта:

Сеноманский - мощность варьируется по разрезу от 86 до 144 м, сложен мергелями и глинами.

Туронский - мощность горизонта 15-52 м, представлен светлыми известняками.

Горизонт объединяет два яруса - кампанский и верхнесантонский, сложен в нижней части светло-серыми известняками, выше по разрезу отмечаются сильно известковистые глины, их перекрывает толща мергелей и глинистых известняков. В средней части горизонта выделена толща глинистых алевролитов, а в верхней - серые глины, известковистые.

Маастрихстский - имеет значительную вариации мощности по площади - от 5 до 128 м, основная часть пород, слагающих этот горизонт, представлена серыми глинами и только в самой верхней части выделены мелкозернистые песчаники.

На породах меловой системы согласно залегают породы палеогеновой, в толще которых выделено 4 горизонтов. Палеоцен имеет мощность порядка 61 м, в нижней части толщи отмечается чередование глин с алевролитами, выше разрез сложен глинами. Эоценовый отдел сложен двумя свитами: черкесская, мощностью 325 м, в нижнее части представлена глинами с прослоями алевролитов, вше отмечаются мощные пачки глинистых алевролитов разделенные тонкими прослоями глин, завершают разрез свиты плотные песчаные глины.

Рисунок 1.5 - Сводная литолого-статиграфическая колонка

Тихорецкая свита, мощностью от 23 до 41 м, выполнена чередованием пластов глин и алевролитов.

Олигоценовый отдел весь охватывает майкопская свита. Её мощность варьируется в пределах 190-230 м, а разрез выполнен в основном глинами, только в средней части встречаются маломощные прослои алевролитов.

В породах неогеновой системы выделен миоценовый отдел, который разбит на 4 горизонта, отложения нижней части отдела по возрасту отнесены к майкопской свите. На ней с перерывом залегают породы Караганского горизонта. Их мощность достигает 45 м, представлены глинами с прослоями кварцевых песчаников. Сарматский горизонт, мощностью до 110 м, сложен глинами, в средней его части выделены прослои песчаников и мергелей. Меотический горизонт в основании выполнен толщей известняка, выше по разрезу залегают пласты глин с прослоями алевролитов. Мощность этих отложений не превышает 70 м. Понтический горизонт сложен глинами с желтоватым оттенком, его мощность изменяется в пределах от 28 до 54 м.

Выше по разрезу согласно залегают породы нерасчлененной толщи плиоцена и четвертичной системы. Их мощность достигает 170 м. В основании глины, выше по разрезу чередование песков и алевролитов с тонкими прослоями глин. В средней части литология по латерали не выдержана. Пески замещаются глинами. Кровля отложений - суглинки и супеси четвертичного возраста.

Основные объекты эксплуатации Кущевского ПХГ по геологическому возрасту принадлежат нижнемеловым отложениям мезозоя. Рассмотрим их подробнее.

Отложения альбского яруса с большим стратиграфическим угловым несогласием ложатся на докембрийский кристаллический фундамент и кору выветривания и лишь на узком участке они подстилаются палеозойскими породами. Исходя из литологического признака, альбские отложения условно можно разделить на две пачки - нижнюю и верхнюю, не являющихся стратиграфическими подразделениями альбского яруса.

Нижняя пачка представляет собой чередование отдельных прослоев алевролито-песчанистых разностей и глин. Алевролиты и песчаники от светло-серых до более темных тонов, кварцевые, слюдистые, неизвестковистые, к подошве с обилием глауконита. Глины от светло-серых до темно-серых и черных, алевритистые, слюдистые, местами со значительным количеством обуглившихся растительных остатков, неизвестковистые. Характерно увеличение мощности этой пачки в южном направлении. Так, если общая мощность в скв.№5 равна 130 м, то в скв.№6 она достигает 145 м. В своде залежи по скв.№3 мощность значительно уменьшена и составляет 90 м. В подошве пласты представлены более грубозернистыми материалами.

Верхняя пачка песчано-глинистая. Разделом между верхней и нижней пачкой служит глинистый прослой, мощность которого изменяется от нескольких метров в скв.№3, 5 до 12 - 17 м в скв.№6, 8. Глины - от темно-серых до черных, песчано-слюдистые, неизвестковистые. Мощность песчаной пачки в противоположность подстилающей глинистой, уменьшается к югу и юго-востоку. Общая мощность альбских отложений на месторождении колеблется от 106 до 248м.

Наблюдается резкое сокращение альбских отложений в юго-западном направлении (в скв.№8 мощность альбского яруса равна всего 56 м), Сокращение мощности альбского яруса происходит за счет выпадения прослоев в нижней части разреза. Наблюдается довольно резкое сокращение мощности в северном направлении с одновременным возрастанием песчанистости. Глинистые прослои, особенно в верхней пачке, уменьшены и сменяются обычно прослоями с повышенной песчанистостью.

.3.2 Тектоника

В региональном структурно-тектоническом плане Западного Предкавказья Кущевское поднятие расположено на юго-восточной периклинали Ростовского выступа. Границами выступа на юге являются Ирклиевская мегасинклиналь и Калниболотский выступ, на востоке - Целинская седловина (рисунок 1.6).

Рисунок 1.6 - Обзорная карта нефтяных и газовых месторождений Азово-Кубанской нефтегазоносной области. Месторождения: 1 - Северо - Кущевское,2 - Кущевское, 3 - Екатериновское, 4 - Староминское, 5 - Ленинградское, 6 - Бейсугское, 7 - Каневское, 8 - Лебяжье, 9 - Челбасское, 10 - Крыловское, 11 - Сердюковское, 12 - Березанское, 13 - Усть - Лабинское, 14 - Двубратское, 15 - Ладлжское (нижний мел), 16 - Некрасовское, 17 - 18 - Юбилейное (юра) и Ладожское (сармат), 19 - Великое, 20 - Темиргоевское, 21 - Алексеевское, 22 - Малороссийское, 23 - Митрофановское, 24 - Ловлинское, 25 - Кавказское, 26 - Соколовское, 27 - Южно - Соколовское, 28 - Армавирское, 29 - Советское, 30 - Южно - Советское, 31 - Александровское, 32 - Бесскорбиенское, 33 - Убеженское, 34 - Николаевское, 35 - Северо - Николаевское, 36 - Баракаевское, 37 - Тульское, 38 - Майкопское, 39 - Ширванское, 40 - Безводненское, 41 - Краснодагестанское, 42 - Самурское, 43 - Нефтегорское, 44 - Нефтянское, 45 - Восковая Гора, 46 - Хадыженская площадка, 47 - Хадыженское, 48 - Кабардинское, 49 - Асфальтовая Гора, 50 - Широкая Балка, 51 - Кура - Цеце, 52 - Кутаисское, 53 - Абузы - Апчас, 54 - Мирная Балка, 55 - Ключевое, 56 - Дыш, 57 - Калужское, 58 - Новодмитриевское, 59 - Восточно-Северское, 60 - Северское, 61 - Азовское, 62 - Убинское, 63 - Зыбза - Глубокий Яр, 64 - Холмское, 65 - Ахтырско-Бугундырское, 66 - Северо - Ахтырское, 67 - Абино - Украинское и Левкинское, 68 - Украинское? 69 - Крымское, 70 - Северо - Крымское, 71 - Кудако-Киевское, 72 - Кеслеровское, 73 - Адагумское, 74 - Курчанское, 75 - Западно - Анастасиевское, 76 - Анастасиевско - Троицкое, 77 - Северо-Анстасиевское, 78 - Славянское, 79 - Фрунзенское, 80 - Красноармейское, 81 - Южно-Андреевское, 82 - Фонталовское, 83 - Старотиторовское, 84 - Стрельчанское, 85 - Камышеватое, 86 - Джигинское, 87 - Благовещенское, 88 - Витязевское, 89 - Дообское, 90 - Прасковеевское, 91 - Пшадское.

К северу от Кущевского поднятия располагается Северо-Кущевское поднятие, на востоке - Серебринское, на юге - Екатериновское, Ленинградское и Старо-Минское.

Согласно сейсмическим исследованиям 1952 года, Кущевское поднятие (рисунок 1.7) было оконтурено одной изогипсой - 1400м и представляло собой брахиантиклиналь северо-восточного простирания.

Размер складки по отражающему сейсмическому горизонту, в пределах замкнутой изогипсы - 1400м составляет 13,0 и 3,0 км. По сейсмической структурной карте, построенной после детальной сейсмической съемки площади в 1959 году, по отражающему сейсмогоризонту более четко видна форма и размер брахиантиклинали. Так, ось северо-восточной части структуры изменила направление на широтное. По замкнутой сейсмоизогипсе 1150м, размеры складки по большой и малой осям стали равны 7,5 х 4 км, высота - 100 м. Сейсмическое исследование послужило основой для поискового бурения на данной площади.

Рисунок 1.7 - Структурная карта по кровле пласта Ia

На структурной карте (рисунок 1.7), построенной по кровле коллекторов нижнего мела (пласт Ia), поднятие представлено брахиантиклинальной складкой платформенного типа с углами падения: на севере до 33°, на востоке 7°, на юге и западе 1,5 - 2°, амплитудой 216 м (по замкнутой изогипсе - 1391м) и размеры по замкнутой изогипсе 7,5 х 5 км.

Складка имеет неправильную форму с несколько вытянутыми северо-восточными и юго-восточными окончаниями (рисунок 1.8).

Вверх по разрезу происходит выполаживание складки, однако по кровле сантона находят свое отражение все структурные формы, отмеченные по альбским отложениям. Наиболее интенсивно выполаживание крыльев установлено на границе мезозойского и кайнозойского комплексов.

Рисунок 1.8 - Поперечны профиль по линии скважина на Кущевской площади

Почти полное затухание складчатости фиксируется в верхнеэоценовых отложениях. В пределах Кущевской площади эоценовые и вышележащие отложения лежат моноклинально, воздымаясь к северу, под углом, немногим более одного градуса.

.3.3 Целевые горизонты

Залежь Кущевского ГКМ - пластовая, сводовая. Начальный газоводяной контакт на месторождении был установлен на абсолютной отметке - 1391 м. Общая мощность продуктивной части изменяется от 80 до 180 м, уменьшаясь к северу и западу. В продуктивном разрезе были выделены до 40 проницаемых пропластков, в связи с этим, выделялись несколько пластов - Iа`, Iа, I, II, III и кора выветривания.

Объект закачки и отбора газа - терригенные коллекторы нижнемелового возраста (альбский ярус) - Iа`, Iа и I пласты, залегающие на глубинах 1200-1400 метров. Литологически коллекторы представлены кварцево-глауконитовыми глинистыми алевролитами с примесью полевого шпата, неизвестковыми. Текстура пород линзовидно-слоистая, часто сгустковая, обусловлена неравномерным количеством глинистого материала. Характерно, что при значительном содержании глинистого материала (до 45%) алевролиты сохраняют высокую пористость насыщения (23-31%б в отдельных случаях до 33-38 %). Проницаемость коллекторов низкая и составляет 10-20 мД, при средней проницаемости, равной 18,7 мД. Коллекторы имеют высокие значения остаточной водонасыщенности: от 28 до 53 %, при средней - 40.8 %. Это, по-видимому, связано со структурно-текстурными особенностями указанных коллекторов.

Пластовые воды по типу - гидрокарбонатно-натриевые (тип вод - хлоркальциевый с общей минерализацией 1606 мг-экв./л). Минерализация вод изменяется в небольших пределах и составляет 46 г/л, удельное электрическое сопротивление пластовой воды при средней температуре пород (на глубине около 1400 м) 47 градусов Цельсия - 0.1 Ом*м.

По данным ГИС-бурения УЭС пластов имеют низкие значения:

-       в газонасыщенной зоне - от 1.4 Ом*м до 7 Ом*м;

-       в водонасыщенной - от 1.3 до 3.5 Ом*м.

По результатам анализов керна и ГИС по старому фонду скважин, а также после бурения двух оценочных скважин (и изучения кернового материала из них), пробуренных в 1992 году, были уточнены литолого-петрофизическая и интерпретационная модели коллекторов - объектов закачки и отбора газа на ПХГ.

На гипсометрической отметке -1350 метров начальное пластовое давление на месторождении составляло 14,7 Мпа, а в конце разработки, в 1991 году - 2,01 Мпа.

Кущевское ПХГ рассчитано на закачку 5,0 млрд. куб. м газа.

Контрольные горизонты

На Кущевском ПХГ выделены три контрольных горизонта (сантон, средний эоцен, майкоп), на которые пробурено 3 скважины. В 1994 г. было пробурено дополнительно 3 контрольные скважины на хадумский, майкопский и чокракский горизонты.

2. Техника и методика ГИС-контроля на ПХГ

.1 Организация промыслово-геофизических работ на ПХГ

Эксплуатация Кущевского ПХГ проводится циклами, состоящими из 4 режимов работы:

. Первая закачка газа была начата а 1984 г. (цикл I₁) и проводилась в мае - октябре;

. Нейтральный период после закачки проводился в октябре - ноябре (цикл I₂);

. Отбор газа проводился в декабре - марте (цикл I₃);

. Нейтральный период после отбора проводился в апреле - мае (цикл I₄).

XXV цикл был начат в 2008 г. и также проводился в четырех режимах:

. Цикл XXVI - закачка газа;

. Цикл XXV2 - нейтральный период после закачки;

. Цикл XXVз - отбор газа;

. цикл XXV₄ - нейтральный период после отбора.

Время нейтрального периода может изменяться в каждом цикле. Такой режим работы требует проведения ГИС в максимально короткие сроки, при этом требуется провести большой объем геофизических исследований ряда скважин за время простоя газохранилища.

.2 Эксплуатация скважин на подземных хранилищах газа

Основным показателем, определяющим эксплуатацию газовых скважин на ПХГ, является суточная производительность, которую замеряют и контролируют на газосборном пункте (далее - ГСП).

Технологический режим эксплуатационных скважин в период отбора (закачки) определяют на основе результатов гидро-газодинамических исследований.

По эксплуатационным скважинам газохранилища должен устанавливаться технологический режим, обеспечивающий безопасную работу скважин и заданный суточный отбор (закачку) газа из хранилища.

Технологический режим эксплуатации газовых скважин в процессе эксплуатации ПХГ может корректироваться на основе результатов газодинамических исследований.

Исследование эксплуатационных газовых скважин производят без выпуска газа в атмосферу путем регистрации расхода и соответствующего давления в пласте-коллекторе, забое, устье скважины, ГСП, на входе и выходе компрессорной станции (далее - КС) (при закачке и компрессорном отборе газа), газопроводе подключения и диаметра штуцера. Исследования скважин проводят на 5 режимах при различных пластовых давлениях (максимальном, гидростатическом и минимальном) в объекте хранения. Результатом проведенных исследований является разработка технологической модели эксплуатации скважин и наземного обустройства, которая является составной частью технологической модели эксплуатации хранилища.

Исследование скважин в атмосферу допускается при их освоении.

Последовательность и частота исследований эксплуатационных скважин в процессе эксплуатации газохранилища определяются при составлении обеспечения.

При необходимости выполняют дополнительные исследования с целью выяснения причин, влияющих на изменение продуктивной характеристики пласта-коллектора (вынос жидкости, песка, образование гидратных пробок и т.д.). Предотвращение гидратообразования в пласте-коллекторе и стволах эксплуатационных скважин осуществляют путем:

выбора соответствующего технологического режима;

непрерывной или периодической подачи на забой (устье) действующей скважины ингибитора гидратообразования;

покрытия внутренней поверхности обсадной колонны и лифтовых труб веществами, препятствующими отложению гидратов (эпоксидными смолами, полимерными пленками и т.д.).

Ликвидацию гидратных отложений в стволах скважин производят:

продувкой с необходимой предварительной выдержкой скважины в закрытом состоянии с целью частичного разложения гидратов теплом окружающих пород;

циркуляцией ингибитора по трубкам, спускаемым в скважину через сальниковое уплотнение на устье.

Если установлено наличие в газе опасных концентраций сероводорода или углекислоты, то необходимо провести предварительные исследования по выяснению фактической коррозионной агрессивности газожидкостного потока.

При установлении опасности развития коррозии необходимо проведение специальных исследований для разработки и выбора рациональных методов защиты от коррозии. Способ защиты от коррозии должен быть обоснован в технологическом проекте ПХГ и реализован в период подготовки ПХГ к эксплуатации.

В качестве мероприятий для защиты от внутренней коррозии подземного и наземного оборудования скважин применяют:

ингибиторы коррозии;

оборудование из специальных сталей с учетом установленного вида коррозии;

термическая обработка оборудования по специально разработанным режимам;

очистка газа от коррозионно-агрессивных компонентов;

защитные металлические и неметаллические покрытия.

На ПХГ, характеризующихся коррозионной активностью продукции скважин, необходимо вести систематический контроль за применением выбранных методов защиты от коррозии, их эффективностью и состоянием скважин.

Эксплуатацию газовых скважин на ПХГ проводят по НКТ. Необходимость изоляции затрубного пространства определяют в технологическом проекте ПХГ.

В отдельных случаях при отсутствии в газе агрессивных и эрозионных компонентов допускают эксплуатацию скважин по эксплуатационной колонне при условии соблюдения индивидуально разработанных мероприятий, обеспечивающих безопасность такого способа эксплуатации, которые согласуют в территориальных органах Госгортехнадзора России и утверждают в установленном порядке.

За техническим состоянием и эксплуатацией скважин на ПХГ осуществляют постоянный контроль, который включает:

наружный осмотр колонной головки, задвижек и обвязки устья;

наблюдение за изменением давления и температуры;

замер межколонного давления;

замер выносимой потоком газа жидкости;

контроль за выносом песка и других примесей;

периодический отбор и анализ проб газа и выносимой пластовой жидкости;

контроль производительности скважины;

контроль потерь давления на забое, стволе и шлейфе скважины;

геофизические и др. виды специальных исследований.

В эксплуатационных, наблюдательных, контрольных, поглотительных скважинах необходимо периодически проверять состояние призабойной зоны, наличие сообщения с пластом-коллектором, а также отсутствие загрязнений в стволе скважины. При обнаружении пробок, ухудшении сообщения с пластом, загрязнении ствола и призабойной зоны должны быть приняты меры по восстановлению работоспособности скважин.

Изменение технологического назначения эксплуатационных скважин согласуют с организацией ведущей авторский надзор за эксплуатацией ПХГ, территориальными органами Госгортехнадзора России и утверждают в установленном порядке.

Изменение технологического назначения допускается при:

технико-экономической нецелесообразности дальнейшей эксплуатации;

невозможности (по техническим причинам) эксплуатации скважиной проектного горизонта;

отсутствии технологической необходимости использования скважины по своему функциональному назначению.

Перевод скважин на другие горизонты согласуют с организацией, ведущей авторский надзор эксплуатации ПХГ, территориальными органами Госгортехнадзора России и утверждают в установленном порядке.

Ремонтные работы в скважине осуществляют по плану, который составляет служба капитального ремонта скважин, согласовывают с геологической службой ПХГ и утверждают в установленном порядке.

При капитальном ремонте скважин с аномально низкими пластовыми давлениями следует использовать специальные облегченные растворы, эмульсии и пены, исключающие поглощения в процессе проведения работ.

Дело скважины является основным документом на ПХГ для всех видов скважин. Основные данные из дела скважины дублируются в электронном виде в составе ИБД.

Комплекс ГИС ориентирован на исследование обсаженных скважин, текущим и капитальным ремонтом скважин, изменением конструкций, различными осложнениями при эксплуатации, заносят в Дело, скважин и ИБД.

Пользователь недр в соответствии с действующими положениями проводит работы по переаттестации скважин, фонтанных арматур и колонных головок. Соответствующая организация, дает заключение о возможности и сроке их дальнейшей эксплуатации, которое согласовывается с организацией ведущей авторский надзор за эксплуатацией ПХГ, территориальными органами Госгортехнадзора России и утверждается в установленном порядке.

После утверждения технологического проекта ПХГ, организация (разработчик) осуществляет авторский надзор за эксплуатацией ПХГ.

Авторский надзор за эксплуатацией ПХГ обеспечивают системой контроля и наблюдений, которая включает в себя гидрогазодинамические, термодинамические, физико-химические, геохимические, промыслово-геофизические, компьютерные и другие виды исследований, в том числе и выполняемые специализированными организациями, которые определяются Обеспечением объектного мониторинга недр при эксплуатации подземных хранилищ газа (далее - Обеспечение) (приложение А) и включает работы по:

оценке соответствия фактических и проектных показателей эксплуатации газохранилища, пробуренного фонда скважин, установленного подземного и наземного оборудования и других технологических узлов;

расчету режимов закачки (отбора) газа;

оптимизации технологических параметров эксплуатации искусственных газовых залежей с уточнением активного и буферного объемов газа, производительности и необходимого количества эксплуатационных скважин;

анализу адекватности геологической и технологической модели эксплуатации ПХГ и их совершенствованию;

аудиту запасов газа в хранилище;

разработке обеспечения;

корректировке режимов закачки и отбора газа с учетом детализации геологического строения и выявленных гидродинамических особенностей объекта хранения, состояния скважин и возможностей газотранспортной системы;

установлению аномальных направлений преимущественного распространения газа в объекте хранения, оценке зон максимального и минимального газонасыщения, регулированию процесса заполнения порового объема структурной ловушки;

оценке герметичности объекта хранения;

геодинамике недр;

установлению технологических параметров эксплуатации газохранилища на длительный период его функционирования при выявленных в ходе текущей эксплуатации особенностях, изменившихся условиях в ЕСГ и других отклонениях исходной информации;

проведению дополнительных видов газодинамических исследований;

интенсификации технологических процессов закачки и отбора газа, повышению коэффициента использования эксплуатационного фонда скважин;

оценке и сокращению затрат газа на СТН;

совершенствованию технологии и изысканию принципиально новых решений по энергосберегающей и безотходной эксплуатации объектов;

выдаче заключений по техническому состоянию скважин;

подготовке справок и заключений по текущему состоянию хранилища, оперативных материалов для заказчика и контролирующих органов.

В каждом конкретном случае объем работ по авторскому надзору на текущий календарный год устанавливают с учетом их целесообразности, очередности и ожидаемых результатов. Отдельные виды работ могут быть затребованы заказчиком во исполнение решений, предписаний Госгортехнадзора России и других ведомств.

По результатам осуществления авторского надзора в общем случае в течение года представляют краткие информационные отчеты с указанием объема выполненных работ, основных результатов и выводов. В конце года исполнитель передает заказчику единый заключительный отчет по выполненным работам в соответствии с календарным планом.

.3 Основные принципы ГИС-контроля

. Информативность является обоснование выбора скважин на структуре; это позволит максимально эффективно использовать выбранный фонд скважин для системного ГИС-контроля при решении поставленных задач.

2. Периодичность - это соотношение достоверности наблюдаемого параметра со скоростью его значимых изменений (скорость процесса).

. Системность ГИС-контроля и ГИС-техконтроля:

а) профилактическая;

б) диагностическая (целевые исследования);

с) оценка эффективности реализации рекомендаций и мероприятий.

. Технологичность:

д) выбор комплекса ГИС и последовательность измерении;

е) выбор и последовательность режимов работы скважины, позволяющих получить контрастные эффекты;

ж) при аномальных отклонениях регистрируемых значении параметров от фоновых, необходимо проводить многократные повторы в аномальных интервалах для выяснения их характера (случайность, динамичность, интенсивность и т. д.);

з) при исследованиях необходимо исключить утечки через сальник лубрикатора и запорную арматуру.

Информационное обеспечение геофизических измерений - например, установка дистанционных устьевых датчиков давления, температуры и т.д.

Рекомендуемый цикл исследований и комплексы промыелово-геофизических исследований по контролю эксплуатации месторождений и подземных хранилищ газа представлены ниже (см. таблицу 2.1., 2.2.)

Таблица 2.1 - Рекомендуемый цикл исследований на ПХГ (периодичность работ)

Таблица 2.2 - Комплексы промыслово-геофизических исследований по контролю эксплуатации Кущевского подземного хранилища газа

Основанием проведения системного геофизического контроля эксплуатации ПХГ являются:

Регламент геолого-технологического и экологического мониторинга за эксплуатацией и герметичностью Кущевского ПХГ, согласованному и утвержденному во ВНИИГАЗе.

Типовые и обязательные комплексы промыслово-геофизических исследований скважин - РД-51-1-93, а также утвержденные «Комплексы...» рассматриваемым месторождениям и ПХГ.

Безопасность эксплуатации подземных хранилищ газа обеспечивается объектным мониторингом объекта хранения, герметичностью покрышки, вертикальной и горизонтальной миграцией газа, техническим состоянием скважин и других элементов системы.

Выявлять техногенные залежи газа и мест его утечек.

. Технические

-  Контролировать интервалы перфорации пластов;

-       Уточнять подвески НКТ, положения других элементов конструкции скважины и подземного оборудования;

-       Определять негерметичности обсадных колони и НКТ;

-       Определять текущее состояние колонн (дефекты, смятие, порывы, вздутия, коррозия);

-       Изучать поглощение в зоне текущего забоя скважины, его герметичности, наличия песчано-глинистых пробок на забое;

-       Оценивать текущее состояния цементного камня (качества сцепления цементного камня с колонной и породой; характера его распределения в заколонном пространстве скважины);

-  Диагностика пропуска газа по резьбовым соединениям.

.4 Аппаратура и методика геофизических исследований скважин

При геофизическом исследовании скважин на Кущевском ПХГ были проведены исследования следующими методами.

Гидродинамический каротаж (ГДК)

При гидродинамических исследованиях скважин давления, температуры и дебиты измеряют как на устье, так и в стволе скважины и на забое. Для измерений внутри скважины на Кущевском ПХГ использовались такие методы, как манометрия, термометрия, влагомерия. Целью этих исследований является определение положения газо-водяного контакта и определение мощности газонасыщенной толщи в продуктивном интервале.

Термометрия позволяет контролировать распределение закачиваемого газа по увеличению температуры пласта, как это имеет место при контроле за работой подземных газохранилищ (ПХГ). Очевидно применение термометрии при контроле нагрева пластов за счет перемещения по нему фронта горения. Выделение поглощающих воду интервалов проводится после прекращения закачки по эффекту охлаждения пластов. При этом получаемый эффект тем выше, чем больше объем нагнетаемой воды, т.е. чем ниже температура пласта за счет его охлаждения. Термометрия также применяется при контроле за заколонными газопроявлениями.

Влагометрия дает возможность определять состав флюидов в стволе скважины по величине их диэлектрической проницаемости е.

Манометрия позволяет измерять давление в скважине. На Кущевском ПХГ были использованы пружинно-поршневые манометры типа МГП и МПМ, в которых измеряемое давление воспринимается поршнем, соединенным с винтовой цилиндрической пружиной растяжения. Премещение поршня, пропорциональное измеряемому давлению, и пружины фиксируются записывающим пером на бланке диаграммы.

Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК)

Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж относится к активным методам регистрации излучений, возникающих при облучении специальными источниками, помещенными в скважинном приборе. В ИННК применяется измерительная скважинная установка, состоящая из импульсного скважинного генератора нейтронов и расположенного на некотором фиксированном расстоянии (длина зонда) от него детектора нейтронов. Данный метод применяется для определения характера насыщения и пористости пород и для определения положения газоводяного контакта.

На Кущевском ПХГ применялась аппаратура АИНК-43, разработанная в ВНИИА имени Н.Л. Духова.

Нейтронный гамма каротаж (НГК)

Нейтронный гамма каротаж метод исследований скважин <#"720183.files/image009.gif">

Рисунок 3.1 - Текущее насыщение по временным замерам РК, скв. №51г.

Таблица 3.2

Скважина № 40нб (рисунок 3.2) расположена на юге структуры. Максимальная глубина прохождения приборов 1480.0м (II пласт меловые отложения). Башмак НКТ (d-73мм) отбивается на отметке 1413.4м (заявленная 1413.0м). При сопоставлении временных замеров НГК от 07.04.2011г и от 02.11.2011г изменений не отмечается.

Газоводяной контакт отмечается на глубине 1433.6м (абс.отм. - 1369.3м) и совпадает с замерами от 07.04.2011г, 11.04.2007г и 09.09.2007г. По данным временных сопоставлений текущего замера НГК и замера от 07.04.2011г наличие ВГС за эксплуатационной колонной в пластах-коллекторах отложений карагана, майкопа, хадума и эоцена не отмечается.

Уровень жидкости в стволе скважины по текущим замерам РК и ГДК отмечается на глубине 1433.6м, что соответствует глубине уровня жидкости при замере от 07.04.2011г.

По данным термометрии температура на глубине 1434.0м (середина интервала перфорации) - 47.96^оС, на забое 1469м (остановка прибора) - 50.1 ^оС. По данным манометрии давление на глубине 1434.0м (середина интервала перфорации) - 114.9 атм, на забое 1469м (остановка прибора) - 118.5атм.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

.2 Контроль за герметичностью покрышки, межколонными и заколонными газопроявлениями

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

Основные результаты по контрольно - наблюдательным скважинам:

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

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

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

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

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

Данные устьевых датчиков

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Данные устьевых датчиков

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Данные устьевых датчиков

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

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

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

Pн*=J_к/J_в=1-A*Lg(1-Кг),

где Рн* - относительный параметр насыщения,

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

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

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

q= - 0,79 * Lg (1-Kг).

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

Kt= F(q, Кп)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

V = 4 Pн * Z / Тн * QT/Рd_тр,²-80400,

где V - скорость газа, м/сек;

Q - дебит газа, м³/сут;

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

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

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

Дебит отдельного пласта рассчитывается по формуле:

Qn = Q_У - Q_У(n-i),

где Qn - дебит п^го пласта;

Qr_n - суммарный дебит п пластов;

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

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

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

qпл=qсм(Тсм-Тпод)/(Т* - Тпод),

где - Тпод, Т*,

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

qпл, qсм - количество газа для тех же условий.

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

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

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

где V - скорость потока газа, м/сек;

Q - количество газа, м³/сут;

Z - коэффициент сверхсжимаемости газа;

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

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

Тн - нормальная температура, равная 298 К;

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

d_тр - внутренний диаметр трубы в исследуемом интервала, м.

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

Р²_пл-Р²_заб = a*Q+в*Q²,

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

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

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

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

К - проницаемость пласта, Д;

h - эффективная мощность, м;

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

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

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

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

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

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

·  исследования должны проводиться одним и тем же типом прибора;

·  выбранный аппаратурный комплекс должен быть проэталонирован на имитаторах пористости;

·  скорость каротажа должна быть одинаковой для всей группы замеров;

·  исследования должны быть проведены после расформирования зоны проникновения.

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

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

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

·          продуктивности пласта и расхода флюида;

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

·          интервалов притока и поглощения жидкости;

·          мест притока газа.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

-    оценки относительной продуктивности совместно эксплуатируемых пластов;

-    определения интервальных дебитов, забойных и пластовых давлений.

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

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

Qм3/сут = К_сут*К_поправ*h_план,

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

К_поправ=Р_абс/T*Z,

Где Т - температура на коллекторе, ⁰К;

Z - коэффициент сверхсжимаемости газа.

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

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

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

Определение дебита i-о пласта проводилось в следующем порядке:

.        Определение ∆Т выше исследуемого интервала;

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

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

Р_пл²- Р_заб² = а.*Q + b * Q²+ 6С,

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Заключение

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

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

Были решены основные задачи:

. Геолого-геофизическая характеристика района Кущевского ПХГ.

. Техника и методика ГИС-контроля на Кущевском ПХГ.

. Основные результаты ГИС-контроля на Кущевской ПХГ.

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

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

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

Список используемой литературы

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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