1.3 Геофизическая

Промыслово-геофизические исследования на Днепровском месторождении проводились с целью получения полной информации об изучаемом разрезе. Параметры промывочной жидкости: удельный вес = 1,16 - 1,23 г/см3, вязкость - 30 - 45 сек, водоотдача - 10 - 15 см3 за 30 мин, удельное сопротивление раствора при температуре пласта (33 - 40 С) - 0,5 - 3,2 Омм[4].

Комплекс геофизических исследований представлен следующими видами каротажа:

- стандартный каротаж - градиент - (А2М0,5n) и потенциал- (N11М0,5А) зондами в масштабе глубин 1:500, сопротивлений - 2,5 Омм/см, ПС - 12,5 мВ/см. Диаграммы использовались для корреляции и геологических построений;

-- боковое каротажное зондирование (БКЗ) проводилось пятью последовательными градиент-зондами (L = 0,45; 1,05; 2,25; 4,25; 8,5 м) и одним обращенным градиент-зондом (L = 2,25 м) в масштабе глубин 1:200, сопротивлений - 1 Омм/см.

Данные БКЗ использовались для определения удельного сопротивления неизменной части пласта и зоны проникновения, а также с целью уточнения сопротивления глинистого раствора;

-- кавернометрия и профилеметрия (ДСК + ДСП) проводились в масштабе глубин 1:500 и 1:200 скважинным прибором СКПД-3. Масштаб записи кривых - 2 см/см. Данные использовались для определения диаметра скважины, выделения коллекторов, определения эффективных толщин;

-- микрозондирование (МК) выполнено аппаратурой АГАТ в масштабе глубин 1:200, кривых 1 Омм/см. Диаграммы использовались для выделения коллекторов и определения эффективных толщин;

-- боковой микрокаротаж (БМК) выполнен прибором АГАТ в масштабе глубин 1:200, сопротивлений - 1 Омм/см совместно с записью диаграмм микрокаверномера (ДСБМК). Данные БМК использовались для детального расчленения разреза, определения эффективных толщин;

-- боковой каротаж выполнен приборами АГАТ и К-3 в масштабе глубин 1:200, сопротивлений - логарифмический и использовался для определения сопротивлений пласта;

-- индукционный каротаж проводился в масштабе глубин 1:200, сопротивлений 20 или 50 (мСим/м)/сек приборами АИК-М и АИК-5. По данным каротажа определялось сопротивление пластов;

-- акустический каротаж проводился аппаратурой СПАК-6 и АК-1. Масштаб глубин 1:200, кривой Т - 50 мк/м. Каротаж использовался для определения пористости пород;

-- гамма-каротаж (ГК) выполнен в масштабе глубин 1:500 и 1:200, кривой 1 мкР/час на 1 см приборами СРК и ДРСТ-3;

Данные ГК применялись при выделении пластов, определении глинистости пластов, уточнении литологии;

-- нейтронный гамма-каротаж (НГК) проводился в масштабе глубин 1:200, кривой ННГ - 0,1 усл.ед/см аппаратурой СРК.

Данные НГК использовались для уточнения положения ГВК;

-- нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННК-Т) выполнен в трех скважинах (№ 1, 2, 3) скважинным прибором СР. Данные ННК-Т применялись для выделения газонасыщенных коллекторов, уточнения ГВК, оценки пористости коллекторов;

-- гамма-гамма каротаж (ГГКП) проведен также в трех скважинах (№ 1, 2, 3) аппаратурой РКС. По данным ГГКП проводилось литологическое расчленение разреза, выделялись газонасыщенные и плотные участки разреза, определялась пористость коллекторов.

Кроме перечисленного, проведены инклинометрия прибором КИТ во всех скважинах по всему стволу через 20 м и резистивиметрия в скважинах № 2, 3, 11 прибором К-3.

Весь комплекс ГИС выполнен Северо-Кавказской промыслово-геофизической экспедицией.

Анализ объема и качества выполненных работ показал, что качество материалов ГИС хорошее, редко - удовлетворительное.

На Днепровском газовом месторождении газодинамические исследования скважин на стационарных режимах фильтрации проводились в период с 1995 по 2011 годы. В ходе проведенных исследований выполнялись глубинные замеры пластовых и забойных параметров при различных режимах работы скважин, определение дебитов газа, расчет фильтрационных коэффициентов для составления уравнения притока газа к забою скважин.

Результаты газогидродинамических исследований скважин Днепровского месторождения представлены в таблицах 1.2-1.7 .

За анализируемый период (2007 - 2011 годы) специалистами филиала ООО «Газпром добыча Краснодар» - ИТЦ для уточнения фильтрационно-емкостных характеристик призабойных зон пластов, депрессий и дебитов на различных режимах работы были проведены газодинамические исследования скважин № 1 и 3, разрабатывающих I и III поднятия соответственно. Также, для контроля разработки месторождения и определения режима разработки залежи (построения зависимости приведенного пластового давления от накопленной добычи) выполнялись ежегодные глубинные замеры пластовых параметров.

I поднятие

Скважина № 1 исследовалась дважды, в январе 1995 года и феврале 2011 года.

Первые исследования были проведены еще до начала опытно-промышленной эксплуатации.

В январе 1995 года в ходе первого испытания в интервале перфорации 759,0 - 762,4 м при создании депрессии на пласт 0,07 МПа получен максимальный дебит газа 34,50 тыс. м3/сут. Пластовое давление в середине интервала перфорации составило 7,50 МПа, пластовая температура - 37,0 °С. В пределах создаваемых депрессий признаки выноса породы отсутствовали.

Уравнение притока газа к забою скважины имеет вид:

Рпл2 - Рз2 = 0,0452Q + 0,00078Q2

Проницаемость призабойной зоны пласта, рассчитанная по коэффициенту А, составила 117Ч10-15 м2.

В феврале 2011 года в скважине были проведены исследования на стационарных режимах фильтрации через штуцера 3,0; 3,5; 4,0 мм прямым и обратным ходом. При депрессиях 0,03 - 0,05 МПа дебиты газа составили 11,00 - 19,43 тыс. м3/сут., при этом выноса породы и жидкости не наблюдалось. На статике средний удельный вес смеси по стволу скважины составил 0,054 г/см3, что при данных термобарических условиях соответствует пластовому газу.

Размещено на http://www.allbest.ru

Таблица 1.2 - Результаты опробования и исследования скважины № 1

Таблица 1.3 - Результаты опробования и исследования скважины № 1

Величина пластового давления, замеренного на глубине 750,0 м и пересчитанного на середину интервала перфорации, составила 7,50 МПа. При существующей накопленной добычи газа значение пластового давления стремится к величине начального, что говорит о разработке залежи при жестком упруговодонапорном режиме.

Уравнение притока газа к забою скважины имеет вид:

Рпл2 - Рз2 = 0,0368Q + 0,0005Q2

Проницаемость призабойной зоны пласта, рассчитанная по коэффициенту А, составила 305,0•10-15 м2.

Увеличение проницаемости по сравнению с первоначальными исследованиями связано с очищением призабойной зоны от остатков бурового раствора в процессе эксплуатации скважины.

Технологический режим работы скважины на штуцере диаметром

4,0 мм при дебите газа 19,43 тыс. м3/сут и создаваемой при этом депрессии на пласт ?Р=0,05 МПа следует считать оптимальным.

II поднятие Скважина № 2 исследовалась на стационарных режимах фильтрации в ноябре 1996 года. При создании дерепрессий на пласт от 0,01 до 0,21 МП дебит газа изменялся от 5,54 до 48,07 тыс. м3/сут соответственно. Выноса жидкости и признаков разрушения призабойной зоны в пределах создаваемых депрессий замечено не было. Величина пластового давления, замеренного на глубине 720,0 м, составило 7,48 МПа, пластовая температура - 37,0 °С. Уравнение притока газа к забою скважины имеет вид:

Рпл2 - Рз2 = 0,021Q + 0,00098Q2

Проницаемость призабойной зоны пласта, рассчитанная по коэффициенту А, составила 349,0Ч10-15 м2.

Таблица 1.4 - Результаты опробования и исследования скважины № 2

Размещено на http://www.allbest.ru

III поднятие

Первичные исследования скважины № 3 было проведены до ее ввода в опытно-промышленную эксплуатацию в декабре 1996 года. Максимальный дебит газа, полученный при создании депрессии 0,17 МПа, равнялся 109,5 тыс. м3/сут. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений составили соответственно: А = 0,0064 МПа2/(тыс. м3/сут.), В = 0,0002 МПа2/(тыс. м3/сут.)2. Пластовое давление, замеренное на глубине 805,0 м, составило 8,17 МПа. По коэффициенту А была определена проницаемость призабойной зоны пласта, оказавшаяся равной 911,0Ч10-15 м2.

В марте 2011 года после выполнения капитального ремонта были проведены исследования на стационарных режимах фильтрации через диафрагменный измеритель критического течения газа, смонтированного на факельной линии, на штуцерах 3,5; 4,0; 4,5 прямым ходом.

Перед проведением замеров было проведено шаблонирование насосно-компрессорных труб грузом диаметром 32 мм до глубины 790,0 м. При движении груза происходило постоянное изменение натяжения проволоки, что может быть связано с загрязнением ствола НКТ.

Для отбора глубинной пробы жидкости была спущена желонка, за 2 спуска извлекли 700 мл жидкости с песком. Проба была передана представителям ГП-1 Каневского ГПУ для проведения химического анализа.

На статике замер давления и температуры был проведен по интервалам: на буфере, на глубинах 300, 600, 700 и 790,0 м.

Удельный вес ГЖС в интервале 700,0-790,0 равен 1,026 г/см3. Согласно предыдущим проектным документам жидкость с таким удельным весом может соответствовать пластовой воде на Днепровской площади.

Уровень жидкости в скважине на статике находится на глубине

700,0 м. Пластовое давление, замеренное на глубине 790,0 м и пересчитанное на середину интервала перфорации, составило 8,24 МПа, пластовая температура - 33,0 °С.

Размещено на http://www.allbest.ru

Таблица 1.5 - Результаты опробования и исследования скважины № 3

Таблица 1.6 - Результаты опробования и исследования скважины № 3

Таблица 1.7 - Результаты опробования и исследования скважины № 11

Размещено на http://www.allbest.ru

При изъятии рабочего штуцера в штуцерной коробке обнаружен песок и частицы серого цвета. Присовокупив этот факт к тому, что при отборе глубинной пробы жидкости наблюдалось затрудненное движение желонки и, в пробе содержался песок, можно сделать вывод о возможном разрушении призабойной зоны и выносе частиц горной породы. Поэтому, во избежание создания аварийной ситуации при работе на режимах в атмосферу, было принято решение поднять глубинный манометр в лубрикатор для фиксации буферного давления.

Начальные устьевые давления на статике составили: Рбуф= 6,73 МПа, Рзатр = 5,68 МПа. Такая разница между буферным и затрубным давлениями при пластовом давлении, равном 8,17 МПа, говорит о возможном наличии жидкости как в насосно-компрессорных трубах, так и в затрубном пространстве.

Наличие столба жидкости в затрубном пространстве, противопесочного фильтра в интервале перфорации не позволяет рассчитать значения забойных давлений на режимах без глубинного замера, поэтому значения депрессий, коэффициентов фильтрационных сопротивлений, проницаемости призабойной зоны не определялись.

При исследованиях на режимах дебит варьировался от 7,98 до 9,96 тыс. м3/сут, при этом на штуцерах 4,0 и 4,5 мм наблюдался вынос пачек жидкости.

Наличие песка в штуцерной коробке и глубинной пробе жидкости после работы скважины на штуцере Ш=5,0 мм в коллектор указывает о возможном разрушении призабойной зоны. Для предотвращения образования песчаной пробки на забое, возможности подтягивания конуса воды рекомендуется снижение депрессии на пласт за счет уменьшения диаметра рабочего штуцера до 4,0 мм. При этом для удаления жидкости с забоя с целью установления стабильного режима работы скважины рекомендуется применение поверхностно-активных веществ.

Скважина № 11 исследовалась на стационарных режимах фильтрации в марте 2001 года на четырех режимах прямого хода. Максимальный дебит газа, полученный при создании депрессии 0,39 МПа, равен 31,68 тыс. м3/сут.

Уравнение притока газа к забою скважины имеет вид:

Рпл2 - Рз2 = 0,053Q + 0,002Q2

Проницаемость призабойной зоны пласта, рассчитанная по коэффициенту А, составила 261,0•10-15 м2. Величина пластового давления составила 8,00 МПа, пластовая температура - 37,0 °С.

Выноса воды или продуктов разрушения призабойной зоны пласта не отмечено.