Прогнозирование добывных возможностей газонасыщенных пластов и определение остаточной газонасыщенности коллекторов в обводненной зоне по данным геофизических исследований скважин

• Автор: Гусев, Владимир Константинович
• Шифр специальности: 25.00.16
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2003
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 150 с. : ил

СОДЕРЖАНИЕ

Введение
1. Современное состояние работ по промыслово-геофизическому контролю за эксплуатацией газовых и газоконденсатных скважин
1.1 Теоретические основы изучения эксплуатационных характери стик пластов-коллекторов на газовых и газоконденсатных месторождениях

1.2 Аппаратурное обеспечение глубинных газодинамических исследований

1.2.1 Аппаратура “Глубина-2”

1.2.2 Аппаратура “АГДК-42”.............: 2 %

1.3 Систематизация режимов скважин, ее геолого-техническихусловий и искомых параметров с гжелью оценки возможностей глубинных газодинамических исследований при контроле за разработкой 30 Выводы
2. Разработка методики прогнозирования добывных возможностей газонасыщенных пластов по данным геофизических исследований скважин
2.1 Количественный анализ глубинных газодинамических исследований эксплуатационных скважин сеноманской залежи Уренгойского ГКМ
2.1.1 Геолого-промысловая характеристика объекта исследования и некоторые особенности разработки продуктивного горизонта
2.1.2 Применяемый комплекс глубинных газодинамических исследований, его полнота и оценка качества материалов
2.1.3. Возможности использования глубинных газодинамических исследований для выделения газоотдающих интервалов, определения
их дебитов, коэффициентов фильтрационного сопротивления, пла-
стовых давлений
2.1.4.0бобщение результатов промыслово-геофизических исследований с целью выявления возможностей прогнозирования
удельных дебитов пластов
Выводы
2.2 Количественный анализ глубинных газодинамических исследований в разрезе сеноманской толщи Ямбургского КМ

2.2.1 Геолого-промысловая характеристика сеноманской газовой залежи
2.2.2 Применяемый комплекс глубинных газодинамических исследований, возможности использования его для выделения газооотдаю-щих интервалов, оценки эксплуатационных характеристик пластов и
последующего прогнозирования их удельных дебитов
2.3 Количественный анализ глубинных газодинамических исследова-нийв разрезе продуктивной толщи карабилъской свиты Шатлыкско-
гоГКМ
2.3.1 Геолого-промысловая характеристика объекта и некоторые особенности разработки и эксплуатации Шатлыкского продуктивного горизонта
2.3.2 Геолого-технические условия проведения ГДИ, применяемый компклекс исследований, его полнота и качество материалов
2.3.3 Выделение газоотдающих интервалов, расчет дебитов пластов, коэффициентов фильтрационного сопротивления и пластовых давлений. Анализ фактических данных
2.3.4 Выявление возможностей прогнозирования удельных дебитов пластов по комплексу промыслово-геофизических исследований.... № Выводы
3. Определение коэффициента остаточной газонасыщенности по комплексу временных замеров нейтронного каротажа в обводненных зонах сеноманских залежей
3.1 Оценка характера насыщения пород-коллекторов отложений сеномана и огіределение коэффициентов начальной газонасыщенности
3.2 Определение текущей и остаточной газонасыщенности по данным радиоактивного каротажа в наблюдательных скважинах //?
3.2.1.Анализ методик использования ГИС при контроле за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений
3.2.2. Определение остаточной газонасыщенности в обводненных зонах наблюдательных скважин Уренгойского и Ямбургского ме-стородений
4. Реализация разработанных методик и дальнейшие пути развития "ГИС-Контроля" при разработке месторождений
Заключение................................................../ ЧЧ
Список использованной литературы
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность темы. Основные запасы газа России сосредоточены в песчано-глинистых коллекторах сеномана северных месторождений Западной Сибири (Уренгойском Ямбургском и других) . Большинство месторождений находятся в интенсивной разработке.
Неоднородность разрезов, разнообразие фильтрационно-емкостных свойств слагающих их коллекторов, наличие на месторождениях скважин различного назначения (разведочные, эксплуатационные,
наблюдательные, пьезометрические и т.д.), ряд других технологических и организационных причин определяют необходимость проведения постоянного мониторинга за геологическим состоянием объекта разработки.
Как правило, мониторинг осуществляется промысловыми геофизическими, геохимическими, гидрогеологическими и другими методами исследования скважин. Наиболее информационно емкими при решении задач геологического контроля являются геофизические методы исследования скважин (ГИС).
С целью контроля за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений получили широкое распространение методы геофизических исследований скважин (ГИС) в действующих газовых скважинах, именуемые как “ГИС-контроль” (глубинные
газодинамические исследования - ГДИ) [7/7], которые позволяют выделить в разрезе работающие пласты и определить их продуктивные характеристики (дебиты, пластовые давления, коэффициенты фильтрационного сопротивления, коэффициенты проницаемости, пьезопроводности), а также наблюдательных скважинах (временные замеры радиоактивного каротажа - РК), материалы которых являются
продолжение таблицы 1.
1 2 3 4 5 6 I 7
3. НКТ полностью перекрывает интервал перфорации, пакер выше интервала перфорации, залежь многопластовая, текущая геотермограмма известна по наблюдательной скважине этого же куста 3. Коэффициент гидравлического сопротивления к в НКТ 3.1; 3.2 к 3.1; 3.2 Комплекс режимов отбора III для компоновки 3 не требуется См. примечание к пункту 1.
4. Среднее пластовое давление р* (на уровне башмака НКТ) 4.1 (КВД) Рппср 4.1 (КВД)
5.U. 5.1 5-tnni 5.
8. Дренируемые мощности Н, 5.1; 8.1 н, 5.1; 8.1 См. примечание к пункту 1.
10. Наличие внутриколонных перетоков 8.1 8.2UonH«K=f(h) 8.1; 8.2 Используется метод малых дебитов (зависимость 8.2)
11. Наличие заколонных перетоков, нарушений колонны и с кважинного оборудования 5.1; 8.1 5.1; 8.
3* НКТ полностью перекрывает интервал перфорации, пакер выше интервала перфорации, залежь многопластовая, текущая геотермограмма неизвестна ЗА (в НКТ) 3.1;3.2 ЗА (в НКТ) 3.1; 3.2 ЗА (в НКТ) 3.1; 3.2 См. примечание к пункту 1.
4. Рппср 4.1 (КВД) 4. Рппср 4.1 (КВД) 4. Рппср 4.1 (КВД)
5.tnni 5.1* См. примечание к пункту 1*
8. Н, 5.1; 8.1 См. примечание к пункту 1.
10. Наличие внутриколонных перетоков 8.1; 8.2 10 8.1; 8.2 10 8.1; 8.2 См.примечание к пункту 3.
5.1*; 8.