Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геолого-геофизическое исследование газовых месторождений Крайнего Севера в начальный период разработки и в процессе эксплуатации

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Геолого-геофизическое исследование газовых месторождений Крайнего Севера в начальный период разработки и в процессе эксплуатации"

На правах рукописи

п г Б ОД

11

ТЕР-СААКЯН ЮРИЙ ГЕОРГИЕВИЧ

ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАЙНЕГО СЕВЕРА В НАЧАЛЬНЫЙ ПЕРИОД РАЗРАБОТКИ И В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ

04.00.17 - геология, поиски и разведка нефтяных

и газовых месторождений 04.00.12 - геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора гсолого-минералогических наук

Новосибирск, 1998

Работа выполнена на предприятии "Надымгазиром" Российского акционерного общества "Газпром"

Научный консультант : - доктор технических наук, профессор

О.М. Ермилов

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук

Ф.З.Хафизов

доктор геолого-минералогических наук, профессор М.М.Мандельбаум доктор технических наук Ю.Л.Брылкин

Оппонирующая организация: Государственная Академия нефти и газа

им. И.М.Губкина (ГАНГ, г. Москва)

Защита состоится 1998 г. в {-О часов на

заседании диссертационного совета Д.002.50.04 при Объединенном институте геологии, I еофнзики и минералогии СО РАН, в конференц-зале.

Адрес: 630090, Новосибирск-90, пр-т Ак. Коптюга, 3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОИГГМ СО РАН

Автореферат разослан 1998 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, д.г.-м.н.

В.И. Москвин

ВВЕДЕНИЕ

АКТУАЛЬНОСТЬ. Объектом исследования настоящей работы являются уникальные газовые месторождения Крайнего Севера, приуроченные к сеноманским продуктивным отложениям. В настоящее время около 90% газа в России добывается из этих месторождений, и ближайшие перспективы развития газовой промышленности будут определяться их эффективным освоением и разработкой.

Сеноманские газовые залежи характеризуются большими этажами газоносности - до 200 м, тонкослоистым строением, хорошей гидрогазодинамической связью как по вертикали, так и по напластованию и отличаются высокими коллекторскими свойствами. Аналоги таких месторождений в мировой практике отсутствуют.

Несмотря на то что накоплен значительный опыт управления процессом разработки Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского и других крупных газовых месторождений, целый ряд вопросов изучения геологической системы в процессе добычи газа решен недостаточно полно. В их числе такие определяющие, как принципы изучения петрофизических характеристик пород и единого методологического подхода к определению фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пластов по результатам промыслово-геофизнчсских исследований скважин (ГИС); неоднозначно решаются вопросы контроля разработки месторождений по данным газодинамических и геофизических методов исследования скважин. Дискуссионными являются приемы оценивания остаточной газонасыщенности и, следовательно, коэффициента конечной газоотдачи обводненных пластов.

Теоретической основой диссертации служат исследования в области геологии нефти и газа Западной Сибири (Ф.Г.Гурари, В.И.Ермилов, Ю.Н.Карогодин, А.Э.Конторович, Н.А.Крылов, И.И.Нестеров, Н.Х.Нурахметов, Н.Н.Ростовцев, Ф.К.Салманов, В.С.Сурков, А.А.Трофимук, Ф.З.Хафизов, В.И.Шпильман и др.), петрофизикм нефтяных и газовых пластов (А.А.Ханин. М.М.Элланский и др.), геофизических методов определения параметров нефтегазовых пластов (Б.Ю.Вендельштейн, В.Н.Дахнов, В.М.Добрынин. Р.А.Резванов и др.), проектирования разработки газовых месторождений

(Л.И.Гриценко, О.М.Ермилов, С.Н.Закиров, Ю.П.Коротаев, В.В.Ремизов, Л.С.Чугумов. А.И.Ширковскии и др.), применения вероятностно-статистических методов и геологии и геофизике (10.А.Воронин, С.В.Гольдин, Девис Дж., Д.Ф.Дементьев, Д.А.Родионов).

На основе вышесказанного актуальность исследований определяется необходимостью решения научной проблемы совершенствования приемов и способов изучения и оценки состояния геологической системы в процессе добычи газа путем комплексного использования геологической, геофизической и промысловой информации.

ЦЕЛЬ ИССЛЕДОВАНИЙ. Изучить и обобщить результаты геолого-геофизического мониторинга, проводимого в течение 25 лет эксплуатации Медвежьего месторождения, с целью его совершенствования и распространения на другие сеноманские залежи региона. Выявить основные закономерности изменения геологической системы в процессе разведки и разработки месторождений.

Для достижения цели решались следующие задачи:

- установить идентичность геологического строения сеноманских залежей, содержащих основные запасы газа;

- разработать методику определения коллекторских свойств сеноманских продуктивных отложений месторождений Крайнего Севера;

- определить коэффициенты газоотдачи обводненных пластов с учетом изменчивости их геологических характеристик;

- разработать нетрадиционные методические приемы обработки геологической, геофизической и промысловой информации для определения коэффициента конечной газоотдачи, дебитов скважин, продвижения газоводяного контакта (ГВК) и других основных геолого-промысловых показателей разработки.

МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ. В основе работы лежат материалы, собранные лично автором и под его руководством в течение 19751997 гг., которые содержат данные керновых исследований, материалы промысловых, геофизических и газодинамических исследований скважин по месторождениям Крайнего Севера - Медвежьему, Уренгойскому, Ямбургскому, Юбилейному, Ямсовейскому, Бованенковскому:

- материалы более 10000 исследований образцов керна, выполненных в

Главтюмьенгеологии (1965-1972 гг.);

-результаты интерпретации ГИС более чем по 100 разведочным скважинам, полученные в Главтюменьгеологии (1969-1982 гг.), в тресте Севергазгеофизика (1975-1994 гг.), Научно-технологическом центре предприятия Надымгазпром (1995-1997 гг.);

-геофизические данные более чем по 100 наблюдательным скважинам, причем по многим скважинам выполнено 20-30 замеров нейтронными методами каротажа; только по Медвежьему месторождению изучение процесса вытеснения газа водой, контроль за газонасыщенностью и движением ГВК регулярно проводится с 1975 года в 47 наблюдательных скважинах, при этом проведено более 1000 исследований методом НГК, а в 200 эксплуатационных скважинах выполнены замеры методами газодинамического каротажа, причем во многих скважинах неоднократно; эти исследования и интерпретация результатов выполнены в тресте «Севергазгеофизика» и предприятии Надымгазпром.

- результаты стандартных устьевых газодинамических исследований, проводимых геологической службой предприятия Надымгазпром (ежеквартально 500 скважин), и специальных газодинамических исследований (40-50 скважин в год), проводимых ТюменНИИГипрогазом (1985-1992 гг.) и Научно-технологическим центром Надымгазпрома (1993-1997 гг.).

Кроме этого привлекались материалы, представленные в тематических отчетах, подсчетах запасов газа, проектах разработки, выполненных во ВНИИГазе (1971, 1975 гг.), Главтюменьгеологии (1969, 1982 гг.), ТюменНИИГипрогазе (1981, 1982, 1986, 1987, 1988, 1996 гг.), тресте «Севергазгеофизика» (1984-1993 гг.), научно-технологическом центре предприятия Надымгазпром (1993-1997 гг.).

Главной особенностью диссертации является то, что в ней использован практически весь объем геологической, геофизической и промысловой информации по Медвежьему газовому месторождению за 25-летний срок его эксплуатации (1972-1997 гг.).

В работе для решения поставленных задач использованы апробированные геолого-промысловые и геофизические методы, а их обработка

проведена методами математической статистики, теории вероятности и пефтсгазопромыслоиой геологии с применением ЭЕЗМ.

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Изучение геологического строения и петрофизических характеристик ссноманских залежей газовых месторождений Крайнего Севера позволило установить их подобие и разработать единый методологический подход к определению фильтрапионио-емкостных свойств пород методами промысловой 1еофизики.

2. На основе результатов геолого-геофизического мониторинга геологических систем (па примере Медвежьего месторождения) установлена статистическая зависимость коэффициента остаточной газонасыщенности и конечной газоотдачи обводненных пород от их литологической характеристики.

3. Нетрадиционные мпогофакторные методики анализа и интерпретации геологической, геофизической и промысловой информации, разработанные и внедренные в практику для решения задач разведки, освоения и контроля за разработкой газовых месторождений.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА РАБОТЫ. ЛИЧНЫЙ ВКЛАД. Работа является первым крупным для Крайнего Севера научным обобщением единого системного подхода к изучению и уточнению геологического строения ссноманских газовых залежей, контролю за разработкой месторождений на основе комплексного использования имеющейся геологической, геофизической и промысловой информации. Наиболее значимые положения в ней следующие.

1. Используя теоретические исследования М.В.Кобрановой, А.А.Ханина, М.М.Элланского и др. в области петрофизики горных пород, получены зависимости между коллекторскими свойствами пород ссноманских газовых залежей Крайнего Севера и на основе кусочно-линейной аппроксимации этих зависимостей выделены три литолого-петрофизические группы пород.

2. Опираясь на теорию электрических методов каротажа, разработанную Б.Ю.Вендельштейном, В.Н.Дахновым, С.Г.Комаровым, установлено, что для проведения попластовой интерпретации продуктивного разреза сеиоманских отложений необходимо использовать метод бокового каротажа и малые градиент-зонды АО,4МО,Ш и А1,0М0,Ш из комплекта зондов

БКЗ с целью определения фильтрационно-емкостных свойств пластов толщиной

0,4 м и более.

3. На основе представлений В.И.Ермакова и А.Н.Кирсанова о схожести геологического строения сеноманских продуктивных отложений с помощью методов математической статистики путем сравнения зависимостей типа «керн-керн» и «керн-геофизика» установлена идентичность этих отложений, что позволило обосновать единый методологический подход к определению коллекторских свойств сеноманских отложений методами промысловой геофизики.

4. Опираясь на известные методы математической статистики по

сравнению двух или нескольких случайных величин, удалось обосновать применение статистического критерия «хи-квадрат» при сравнении множества коэффициентов газонасыщенности по результатам временных исследований скважин методом нейтронного гамма-каротажа для исключения случайных колебаний и изучения закономерностей, происходящих в пластах в процессе вытеснения газа водой.

5. Опираясь на результаты работы по изучению изменения физических свойств горных пород в околоскважинных зонах, полученные Н.Н.Михайловым, и используя методы теории вероятностей и результаты определения по геофизическим данным ФЕС зон, удаленных от ствола скважины на разное расстояние, разработан комплексный геофизический параметр Пг, который позволяет выделять газоотдающие интервалы (а. с. СССР № 1625224).

6. На основании анализа существующих методов контроля за разработкой газовых месторождений впервые предложено использовать такие параметры, как начальные линейные и удельные линейные геологические запасы газа над текущим положением ГВК, которые легко могут быть пересчитаны в текущие запасы газа на любую дату, что позволяет оперировать при анализе фиксированными величинами в отличие от извлекаемых запасов, изменяющимися в процессе разработки залежи, и осуществлять тактическое и стратегическое планирование управлением процесса разработки газовой залежи на любом временном отрезке.

7. Используя теоретические исследования З.С.Алиева, С.Н.Закирова, Г.А.Зотова, Ю.П.Коротаева, Б.Б.Лапука, А.И.Ширковского и др., разработан

способ совместном интерпретации газодинамических и промыслово-геофизических исследований скважин для оценки дренируемой толщины газовой залежи в районе расположения каждой скважины, что даст возможность оперативно управлять разработкой залежи и повысить коэффициент конечной газоотдачи.

8. Исходя из анализа существующих схем графических представлений состояния эксплуатируемом газовой залежи, разработай и запатентован (патент РФ Л!' 43162) способ представления такой информации в виде текущего состояния фонда скважин, где представлены практически все данные, необходимые для управления процессом разработки месторождения на любом стадии его эксплуатации, в частности, качество цементажа по каждой скважине, результаты гидрохимапализа, положение текущего газоводяного контакта, техническое состояние ствола скважины и т.п.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ.

1. Разработанная автором методика определения коллекторских свойств пород ссноманских отложений в условиях тонкослоистого строения разреза по результатам исследования скважин одним методом электрического каротажа, свободного от влияния экранных эффектов, используется на Медвежьем, Ямбургском, Юбилейном и Ямсовейском месторождениях.

2. На примере Медвежьего месторождения разработан вероятностно-статистический способ определения начальных геологических запасов газа объемным методом для ссноманских продуктивных отложений.

3. Разработан и внедрен на Медвежьем месторождении метод определения текущего и конечного коэффициентов газоотдачи пластов в обводненной части разреза.

4. На Медвежьем месторождении создан банк данных для определения газоотдающих интервалов по всем эксплуатационным скважинам (а. с. № 1625224).

5. Разработаны и внедрены способы графического представления полной информации о текущем состоянии фонда скважин (патент РФ Ни 43163), положении текущего ГВК (патенты РФ № 43165 и №43168), геолого-геофизических данных, отражающих состояние разработки залежей (патент РФ №43160).

6. Предложенный автором способ совместной обработки результатов геофизических и газодинамических исследований скважин применяется на Медвежьем месторождении с целью регулирования добычи газа в процессе эксплуатации для достижения максимальной величины коэффициента конечной газоотдачи как по отдельным участкам, так и по месторождению в целом.

7. Полученные автором результаты позволяют осуществлять контроль за продвижением газоводяного контакта для решения задач прогнозирования и регулирования разработки газовых месторождений Крайнего Севера.

Разработки автора использованы в следующих документах: "Анализ разработки Медвежьего месторождения и предложения по увеличению коэффициента газоотдачи", 1985 г. (защищен в Мингазпроме СССР); "Подсчет начальных запасов свободного газа в сеноманской залежи Медвежьего месторождения Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области методом падения пластового давления по состоянию изученности на 01.07.1987 г." (защищен в ГКЗ при СМ СССР); "Проект разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения", 1988 г. (защищен в Мингазпроме СССР); "Проект разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения", 1996 г. (защищен в РАО Газпром).

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ. Основные результаты работы рассматривались; на заседаниях Центральной и Рабочей комиссий по разработке газовых, газоконденсатных, нефтяных месторождений и эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ), а также Центральной комиссии по запасам Мингазпрома СССР в 1984, 1985, 1987, 1989, 1996 гг.; на заседаниях ГКЗ при СМ СССР в 1987 г.; неоднократно на научно-технических советах предприятия "Надымгазпром" в 1984-1997 гг. Итоги отдельных работ докладывались автором па научных конференциях (г. Пермь, 1986, 1987, 1988, 1991 гг.), Втором Международном Конгрессе "Новые высокие технологии для нефтегазовой промышленности и энергетике будущего" (г. Москва, 1997 г.). На научных семинарах в ИГНГ СО РАН (г. Новосибирск, 1998 г.).

ПУБЛИКАЦИИ. Основные положения диссертации опубликованы в 45 печатных работах, в том числе в трех монографиях, одном авторском свидетельстве на изобретение, 9 патентах Российской Федерации.

СТРУКТУРА РАБОТЫ. Диссертация состоит из введения, шести глав и заключения. Диссертация содержит 273 страницы машинописного текста, включая 58 рисунков. 34 таблицы и список литературы из 225 наименований.

Автор выражает искреннюю признательность Ю.Н. Антонову, Л.И.Березпякову, О.М.Ермилову, Ю.Н.Карогодииу, В.И.Кононову, И.С.Немировско.му. Г.И.Облекову, В.В.Ремизову, В.А.Туголукову, С.С.Фесенко, Л.С.Чугумову, И.М.Чуповой, за помощь при выполнении работы.

ГЛАВА I. ОСНОВНЫЕ ЧЕРТЫ СТРОЕНИЯ КРУПНЫХ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАЙНЕГО СЕВЕРА Основная часть разведанных запасов газа месторождений Крайнего Севера находится н сеноманских залежах, которые приурочены к крупным положительным структурам, мегавалам. По протяженности длина отдельных мегавалов достигает 200 км при относительно небольшой ширине 20-35 км, крылья мегавалов пологие, углы наклона измеряются первыми градусами, иногда десятками минут. Мегавалы, как правило, осложнены куполообразными структурами. Все сеноманские газовые залежи Крайнего Севера имеют сходные черты геологического строения, условия осадконакопления, образования, залегания и промыслово-геологичсской характеристики продуктивных толщ. Они приурочены к верхней части песчано-алевролитовых отложений покурской свиты сеномана и перекрываются 500 -700-метровой толщей турон-палеоценовых глин.

Сеноманские газовые залежи всех месторождений массивного типа -водоплавающие. Газовый контакт четко выделяется по данным промыслово-геофизичсских исследований в скважинах, вскрывших чистые и слабоглинистые песчаники. Поверхность ГВК наклонена на север, что указывает на движение пластовых вод апт-сепоманского комплекса с юга на север. Все залежи имеют единую водонапорную систему толщиной 1500-2000 м, охватывающую по площади всю Западно-Сибирскую низменность.

Продуктивная толща сеноманских залежей газа представлена сложным полифациальным комплексом прибрежно-морских, мелководных отложений в верхней части разреза и отложений приморской аллювиально-дельтовой

равнины в его нижней части. Продуктивные отложения на 40-85 % сложены проницаемыми породами, отличаются сильной изменчивостью литологического состава, слоистой неоднородностью, прерывистостью, расчлененностью как по площади, так и по разрезу.

Результаты лабораторных исследований кернового материала показывают наличие в песчаных породах множества глинистых прослоев, которые не выделяются методами промысловой геофизики. Отмечаются фациальные замещения и выклинивание песчаных и глинистых пород. Часто разрезы скважин одного куста, расположенные на расстоянии 40-70 м, не могут быть скоррелированы стандартными методами.

Глинистые прослои в разрезах скважин имеют толщины от единиц до нескольких десятков метров, однако не образуют в продуктивной толще сплошных разделов. Крупные глинистые линзы не имеют значительной протяженности, часто подсекаются только одной скважиной даже в пределах одного куста. Такая ситуация обуславливает газодинамическую связь проницаемых пород абсолютно всех газовых залежей как по площади, так и по разрезу, что позволяет рассматривать продуктивную толщу газа как единое целое.

Проведен анализ петрофизических зависимостей для сеноманских продуктивных отложений, полученных по данным лабораторных исследований кернового материала. При этом определялись коэффициенты открытой пористости Кпот и остаточной водонасыщенности Кв0, проницаемость и гранулометрический состав. Пористость определялась на всех без исключения лабораторных образцах. При анализе и изучении петрофизических характеристик по месторождениям Медвежье, Ямбургское, Юбилейное и Ямсовейское использовались результаты порядка 10000 лабораторных исследований образцов керна.

Анализ и обобщение лабораторных исследований керна позволили разделить все породы на три группы, причем в пределах каждой группы связи между ФЕС представляют собой прямые линии, а точки излома являются граничными между группами. Например, для сеномана Медвежьего месторождения группы характеризуются следующими свойствами.

Первая группа порол характеризуется наиболее низкими ФЕС. чго связано с высоким содержанием глинистого и карбонатного цемента Сгл*к=42-62%. среднее содержание глинистой (размер зерен (1д< 0,01 мм) и алсиролитовой (сЬ = 0.01 - 0.1 мм) фракции равнозначно и в сумме составляет около 97%. Карбона тост!, пород изменяемся ог 0 до 18%. Ожрмгам пористость КцОТ находится в пределах 19.9 - 24.2%. эффективная пористость Кц )ф - 0.7-6.4%. газонасышеппость Кг - 0.04-0.25. проницаемость К,]Р- 0,2 • К)'15 м2.

Вторая группа характеризуется более высокими ФЕС: Кпот=24.2--29,5%: Кг = 0,25-0,60; КПЭФ = 6,4-16.0%; КПР = (2-210)-10"15 м:. В породах этой группы преобладает алевролитовая фракция, среднее содержание которой составляет 55%, на долю глинистой фракции приходится в среднем 24%, а на долю песчаной - 9%. Средняя величина карбонатносги составляет 6,5%, а Сгл,к изменястся от 30 до 42%.

Третья группа пород имеет наибольшее распространение в разрезах скважин и характеризуется лучшими ФЕС. Это связано со снижением содержания глинистой фракции до 25% и увеличением объема песчаной в среднем до 26%. Средняя величина карбонатности пород составляет 4%. ФЕС коллектора изменяются в следующих пределах: Кпот= 29,5-40,7 %; Кг = 0,600,90; КПР= (210-3500)-Ю-|5м2; Сгл+к= 15-30%.

Критический анализ и обобщение геологических и геофизических материалов, данных лабораторного анализа керна позволили сделать следующие выводы:

уникальные газовые месторождения Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Юбилейное и др., приуроченные к ссиоманским отложениям, имеют сходное геологическое строение: небольшая глубина залегания, регионально выдержанная глинистая покрышка, массивность залежи, тонкослоистое строение, горизонтальная или близкая к ней плоскость газоводяного контакта, начальное пластовое давление близко к гидростатическому, сходные в диалогическом отношении свойства;

- фильтрационно-смкостиые свойства и петрофизические характеристики близки между собой, довольно четко разделяются натри группы по содержанию

глинистого и карбонатного материала, глинистость является контролирующим

параметром для пористости и, следовательно, других ФЕС.

ГЛАВА 2. МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН НА ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА

Исследования скважин методами промысловой геофизики и газогидродинамическими методами проводятся на всех этапах изучения газовых и нефтяных месторождений. Цель этих исследований заключается в получении необходимой и достоверной информации для управления разработкой нефтяных и газовых залежей в процессе их эксплуатации.

Регулирование процессов разработки газовых залежей с целью достижения максимального коэффициента газоотдачи возможно при наличии адекватной геологической и газогидродинамической моделей месторождений. Для построения таких моделей необходимо иметь достоверную геологическую, геофизическую и промысловую информацию. Единственно возможный путь получения такой информации - это исследование скважин.

Методы промысловой геофизики при добыче газа используются при решении следующих задач.

1. Изучение и уточнение геологического строения продуктивного горизонта.

2. Оценка запасов месторождения и изменения их во времени.

3. Изучение продуктивности разреза и контроля за эффективностью методов интенсификации добычи.

4. Контроль технического состояния стволов скважины и прискважинных зон пласта.

Комплекс ГИС в разведочных скважинах, бурение которых проводилось в основном до 1972 года, включал методы электрического и радиоактивного каротажа, инклинометрию, термометрию. Исследования методами бокового (БК) и индукционного (ИК) каротажа проводились в единичных скважинах. Результаты интерпретации полученных материалов являлись основой при подсчетах запасов газа.

IIa стали» эксплуатационного бурения комплекс был дополнен методами контроля за качеством цементирования. Па этом этапе решаются следующие геолого-промысловыс задачи: выделение коллекторов, уточнение геологического строения, оценка характера насыщения и промышленная оценка газоносности коллектора, определение ФЕС пластов, определение положения текущего и начального газоводяного контакта (ГВК), оценка коэффициента газонасышснности (Кг) обводненных пластов и качества цементажа обсадных колонн. Таким образом, уже па этой стадии эксплуатационного бурения изучаются эксплуатацпонныехарактеристики пластов сепоманских залежей.

Контроль за разработкой месторождений осуществляется по данным исследований наблюдательных и добывающих скважин.

Комплекс методов ГИС в наблюдательных скважинах включает НГК, ГК, термометрию и локацию муфт (JIM). Результаты исследований позволяют изучать процессы, происходящие в пластах при вытеснении газа водой, и служат основой для контроля за внедрением подошвенных вод в залежь, определения коэффициента остаточной газонасышенности (Кгост) в обводненных пластах.

В действующих скважинах проводится комплекс методов газодинамического каротажа (ГДК), который включает расходометрию, барометрию, термометрию, термоанемометрию, шумометрию, влагометрию, НГК, ГК, JIM и предназначен для решения следующих задач: определение профиля притока газа в скважину, выделение газоотдающих интервалов и дифференцированная оценка их продуктивности, определение пластовых и забойных давлений, выявление пластовых и заколопных перетоков газа и т.д.

Основной задачей устьевых газодинамических исследований скважин является установление продуктивной характеристики скважин и параметров пласта. Замеры проводятся на установившихся режимах фильтрации газа. При этом получают следующие данные: зависимость дебита газа от разности квадратов пластового и забойного давлений, характеризующую условие притока газа к забою скважины; коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от условий вскрытия пласта и других факторов, которые используются для определения средних значений параметров призабойной зоны пласта, прогноза изменения дебита и давления во времени; зависимость дебита и температуры от депрессии на пласт; рабочие и максимально допустимые дебиты

скважин (и соответствующие им забойные давления) с точки зрения

предохранения призабойной зоны пласта от разрушения и проникновения в нее конусов (языков) воды, образования песчано-глинистых пробок на забое, гидратов и т.д.; свободный и абсолютно свободный дебиты скважины; условия выноса жидкости, твердых частиц породы и степень очищения или засорения призабойной зоны скважины при различных депрессиях на пласт; проницаемость призабойной и дренажной зон скважины.

Таким образом, совокупность методов исследований скважин, позволяет получать достоверную информацию о состоянии выработки запасов газа и решать задачи контроля и регулирования разработки месторождений.

ГЛАВА 3. МЕТОДИКИ И ТЕХНОЛОГИИ ИЗУЧЕНИЯ ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ СЕНОМАНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ МЕТОДАМИ ПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОФИЗИКИ

Уникальность месторождений Крайнего Севера, отсутствие аналогов, особые условия освоения предопределили необходимость использования нетрадиционных методов при разведке и разработке газовых залежей.

Тонкослоистый разрез, где около 90% пластов имеют толщину до 1,6 м, резко ограничивает применение стандартных методик интерпретации материалов ГИС для определения начальных коллекторских свойств, т.к. метод БКЗ позволяет уверенно оценивать ФЕС только в пластах толщиной более 4 метров, доля которых в разрезах скважин мала, а замеры методами БК и ИК проводятся в ограниченном числе скважин. Такое положение не дает возможности создания надежной основы для контроля за выработкой запасов газа по каждому пласту.

Поэтому для надежного изучения продуктивных сеноманских отложений необходимо было разработать методику, позволяющую решать задачу определения ФЕС (открытая пористость, газонасыщенность, глинистость) пластов толщиной от 0,4м и более, используя только один зонд.

Рассмотрим кратко данную методику.

(.Каждый образец керна с его значениями открытой пористости, газонасыщенности, глинистости, определенными в лабораторных условиях,

привязываемся к геофизическим параметрам, замеренным в интервале отбора керна исследуемой скважины.

2. Строятся зависимости между геофизическими параметрами Р0 = РгУРф (где рц и рф - удельные электрические сопротивления пласта и фильтрата промывочной жидкости) и ФЕС, полученными по керну. При этом для каждого месторождения, то есть каждых конкретных геологических условий, автором строились свои зависимости.

3. Па основании анализа зависимостей между Р0 = РпФфОт ФЕС по керну по всей области изменения фильтрационно-емкостных свойств выделяются типичные участки, характеризующие основные литолого-петрофизические группы пород сеноманских продуктивных отложений (I, И, Illa, Шб).

4. С использованием современных методов математической статистики определяются вид и параметры результатов кусочно-линейной аппроксимации зависимости между Р0 = Рп^Рф и ФЕС для каждой характерной литолого-истрофизической группы пород конкретного месторождения.

5. По всему продуктивному разрезу для каждой группы пород исследуемой скважины на основе прямых геофизических замеров удельного электрического сопротивления пород определяются (с использованием серии кривых - пункт 4) искомые ФЕС: открытая пористость, газонасыщенность, глинистость.

Данная методика была успешно апробирована при подсчете и дифференциации запасов газа по литолого-петрофизическим группам коллекторов Ямбургского и Юбилейного месторождений, позволила произвести оценку добывших возможностей и степени совершенства вскрытия эксплуатационных скважин на Медвежьем месторождении и применяется для решения других задач по контролю за разработкой сеноманских газовых залежей.

Объемный метод подсчета запасов газа основан на геометрических представлениях о строении залежи. Объем газосодержащих пород определяется как произведение площади на среднюю эффективную мощность. Затем в подсчет вводят различные коэффициенты, учитывающие средние значения пористости, насыщенности, температуру, степень извлечения и т.д.

Неоднородность распределения скважин по площади месторождения весьма

затрудняет оценку достоверности выборочных характеристик (пористости, газонасыщенности и т.п.), по которым производится оценка средних емкостных параметров месторождения, входящих в формулу подсчета запасов. Использование средних значений по всему месторождению не позволяет изучить закономерности распределения запасов в зависимости от изменения коллекторских свойств по площади и разрезу, что является весьма важным фактором при планировании разработки, особенно на крупных месторождениях.

Оценка эффективных мощностей является наиболее трудной задачей при подсчете запасов, т.к. само понятие эффективной мощности как суммарной мощности пластов, по которым возможен приток газа н скважину, допускает значительную степень субъективности при оценках. Учитывая, что эффективная мощность входит в формулу подсчета запасов как множитель, окончательная величина запасов является субъективной в такой же степени.

При подсчете запасов эффективная мощность оценивается на первом этапе, поэтому при пересчетах запасов и при изменении представлений о граничных параметрах коллектора вся процедура подсчета, по существу, повторяется. Кроме того, использование при подсчетах эффективных мощностей приводит к тому, что из рассмотрения выпадает ряд пластов с коллекторскими свойствами ниже критических, субъективность оценки которых очевидна. Это не позволяет корректно использовать методы математической статистики при оценках запасов и их дисперсий, т.к. известно, что нельзя использовать выборки, основанные на предвзятом отборе, т.е. на каких-либо субъективных ограничениях.

Для исключения этих недостатков предлагается проводить подсчет запасов в последовательности, при которой граничные параметры коллекторов учитываются на заключительном этапе.

С такой позиции месторождение рассматривается как трехмерный объект, в каждой точке которого газосодержание определено в виде пространственной функции. Вид этой функции устанавливается по результатам измерений в скважине, т.е. аналитическое ее выражение почти никогда не известно. Интегрирование такой функции газосодержания возможно только с помощью конечных сумм, связанных с ее средними значениями в конечных

малых объемах изучаемого пространства, т.е. предполагается существование соотношения

г п

] ч(х,у, г)сК « ^ я, ( хь У!, А ) Ду, (1)

v 1

или, хотя бы

г "

v 1

Последнее выражение предполагает, что при увеличении объема информации вероятность справедливости первого равенства стремится к единице.

В этом случае с достаточной для практики степенью точности пространственную функцию можно рассматривать как кусочно-непрерывную, причем в каждом таком "куске" за значения я,(Х|, у„ г,) принимать ее математическое ожидание. Иными словами, месторождение представляет собой систему сопряженных элементарных ячеек, а общие запасы определяются как сумма запасов, содержащихся в них. Внутри каждой ячейки удельное газосодержапие распределено равномерно и скачкообразно меняется на границах.

Для реализации этих представлений предлагается следующий порядок подсчета запасов газа на месторождениях.

1. Изучение связей между петрофизическими свойствами, насыщением и геофизическими характеристиками.

2. Установление вида и геометрических характеристик размеров элементарных ячеек.

3. Оценка запасов и их дисперсий в каждой ячейке.

4. Оценка геологических запасов и дисперсий по месторождению в целом или по отдельным его частям.

5. Изучение распределения запасов в зависимости от петрофизических свойств коллекторов и их объемов в пределах месторождения.

6. Оценка критических значений коллекторов и их учет при

определении объемов извлекаемых запасов. Такой порядок подсчета был опробован па месторождении Медвежье и цель настоящего раздела - кратко остановиться на некоторых методических приемах при расчетах на каждом из перечисленных этапах.

Петрофизические связи на месторождении изучены достаточно хорошо. Отсутствие в разрезе продуктивной части ссноманских отложений карбонатных и плотных пород, позволяет рассматривать месторождение в виде сопряженных вертикальных призм, имеющих нормальное сечение ДБ и высоту

H. равную расстоянию от кровли до ГВК. Сечение ячейки было принято

квадратным для упрощения расчетов. При опробовании методики

использовались две системы таких квадратов 2x2 и 4x4 км. Выбор таких

элементарных ячеек обуславливается тем, что при анализе изменчивости

эффективной пористости было установлено среднее расстояние, на котором

КПЭФ изменяется на величину не больше 1,96 а т,„ (95%-я доверительная

Кп

вероятность), равное примерно 4 км, а наиболее вероятное - 2 км.

В первой группе средневзвешенная эффективная пористость, ее

дисперсия и стандартное отклонение определяются путем прямого расчета по результатам послойной обработки результатов каротажа скважин. Погрешность подсчета запасов по ячейкам 1 группы с доверительной вероятностью 0,95 равна

I,1%.

Запасы в ячейках второй группы оцениваются по статистической зависимости величины математического ожидания эффективной пористости по скважине в целом от математического ожидания этой пористости в верхнем слое. Мощность этого слоя выбрана равной 40 м, что позволяет при прогнозе использовать более 98% эксплуатационных скважин. Погрешность оценки запасов определяется дисперсией линии регрессии и в целом для ячеек 2 группы составляет 3,4% (на уровне достоверности равной 95%).

Оценка запасов в ячейках третьей группы осуществляется на основе анализа тренда эффективной пористости от положения скважин на структуре. Статистическая неоднородность разреза позволяет использовать одну координату - мощность газонасыщенной части, определенную по разности

отмоток кроили сеномана и ГВК на основе существующих карт. Между мощностью газоносной части и математическим ожиданием эффективной пористости выявилась значимая регрессия, которая использовалась для прогнозов Кпзф. Как и в случае ячеек 2-й группы погрешность оценок определялась дисперсией линии регрессии. Ошибка прогноза в этом случае, так же на уровне достоверности 0,95, составила 5,2%.

Оценка запасов по месторождению в целом осуществляется простым суммированием запасов, рассчитанных для каждой группы, а погрешность - по известным правилам математической статистики с учетом весов каждой группы ячеек. Общая ошибка оценки запасов составила 4,1%.

Оценка распределения запасов по коллекторским свойствам и объемам пород позволяет определить запасы газа с учетом предельных значений коолсктора па различных этапах разработки месторождения по мере накопления и обработки информации.

В условиях крайне неравномерного расположения скважин по площади месторождения для оценки распределения запасов оптимальная выборка скважин формируется на основе принципов расслоенного отбора, цель которого - сделать достоверный вывод о всей совокупности. При анализе результатов каротажа скважин было выяснено, что использование данных только разведочных скважин не позволяет достоверно судить о распределении запасов по коллекторским свойствам, поэтому при формировании оптимальной выборки там, где это необходимо, использовались результаты каротажа эксплуатационных скважин, вскрывших ГВК. Использование такого распределения позволяет при изменении представлений о критических величинах коллекторов производить оперативную переоценку извлекаемых запасов без каких-либо дополнительных расчетов.

На начальной стадии разработки Медвежьего месторождения были приняты следующие критические значения коллектора /<"пот = 28,6%, Кг = 0,56%, Кп*> =16,0%. По предложенной методике извлекаемые запасы составили 1820 млрд м3 . В процессе эксплуатации установление, что граничные значения /<"гГ'' коллектора имеет вероятносный смысл и колеблются в пределах от 7.4% до 16,0% при средних значениях 1<п°' = 27,5%, Кг = 0,47%, Яу,3'1' = 16,0%, которым соответствуют извлекаемые запасы 2190 млрд м\ В 1987 г. ГКЗ СССР утвердил

начальные запасы в размере 2200 млрд м3. Та же величина подтверждается подсчетом запасов по истории разработки (методы падения давления и материального баланса), выполненного на сеточной модели (запасы равны 2150 млрд м3).

Высокая сходимость результатов очевидна и перспективность предлагаемого метода не вызывает сомнений, особенно при использовании современных персональных ЭВМ.

ГЛАВА 4. КОНТРОЛЬ ЗА ИСТОЩЕНИЕМ ПЛАСТОВ В ПРОЦЕССЕ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Основными задачами контроля выработки продуктивных сеноманских отложений промыслово-геофизическими методами являются: попластовое определение коэффициента текущей газонасыщенности в обсаженных неперфорированных наблюдательных скважинах по диаграммам нейтронного гамма-каротажа НГК (Кгнгк) и по этим данным - определение положения текущего газоводяного контакта во времени; оценка коэффициента остаточной газонасыщенности и связь его с коэффициентом начальной газонасыщенности; определение коэффициента газоотдачи пластов обводненного объема залежи. Методика оценки Кгнгк была разработана специально для сеномана (С.П.Омесь, Н.С.Романовская, 1978 г.). Автор принимал участие в разработке и внедрении методики на газовых месторождениях Тюменской области.

Полученный к настоящему времени огромный объем информации (выполнено по 20-30 замеров более чем в 100 наблюдательных скважинах, в разрезах каждой выделено в среднем 80-100 пропластков) об изменении коэффициента газонасытенности пластов во времени дает общее представление о процессах, происходящих в залежах. С целыо выделения закономерной составляющей в изменении газонасыщенности автором разработана методика, основанная на применении статистического критерия "хи-квадрат". Она позволяет отфильтровать случайные, незначимые изменения коэффициента газонасыщенности и обоснованно судить о его динамике.

Отфильтрованные значения коэффициента газонасыщенности были использованы для оценки коэффициентов текущей и конечной газоотдачи

обводненных пластов. Сопоставление газоотдачи, полученной по промысловым данным, с данными физического моделирования вытеснения газа водой (Закиров С.11.. Коротаев 10.П. и др., 1976) показало не только качественное, но и количественное соответствие. По мнению автора, это обстоятельство указывает на достоверность результатов, полученных по промысловым данным, и перспективность изложенного в работе подхода для контроля за выработкой и обводнением пластов.

На основе статистического обобщения промыслово-геофизических данных получены корреляционные зависимости между начальными и конечными коэффициентами газонасыщенности, и для различных литологических групп коллекторов определены коэффициенты газоотдачи (табл. I). При этом давление па конец разработки принято 2,0 МПа.

Результаты определения коэффициента газоотдачи обводненного объема, представленные в табл.1, позволяют установить интересный факт о практически одинаковых средних значениях газоотдачи для всех типов пород

Таблица I

Коэффициент газоотдачи обводненного объема по классам пород

Вид Класс Средняя начальная Средняя остаточная Коэффициент

Классифи- Поро- газонасыщенпость, газонасыщенность, газоотдачи

кации ды КГНАЧ, % Кг0",«/« обводненного

объема, Рв

I 82,9 35,5 0,938

II 79,0 34,2 0,937

по III 74,6 32,9 0,936

А.А.Ханину IV 67,3 30,6 0,934

V 52,8 26,1 0,928

VI 28.2 18,5 0.904

по геофизи- 1+11 36,5 21,1 0,916

ческим

данным Illa 65,5 30,1 0,933

Шб 82.5 35,3 0,937

(Рв = 0,928-0,938 ) за исключением пород с низкими фильтрационно-смкостными свойствами, для которых рв = 0,904 по классификации А.А.Ханина и (Зв = 0,916 по геофизической классификации.

Таким образом, в качестве средней величины конечного коэффициента

газоотдачи обводненного объема рекомендовано значение |3В = 0,934, что соответствует средней величине КГ"АЧ = 68%, принятой при подсчете запасов газа.

ГЛАВА 5. СПОСОБ ИЗУЧЕНИЯ СОСТОЯНИЯ ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ МЕДВЕЖЬЕГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Медвежье газовое месторождение характеризуется поэтапным вводом и эксплуатацию отдельных участков залежи - газовый промысел 2 (ГП-2) введен в эксплуатацию в мае 1972 года, а ГП-9 - в июне 1978 года. При обустройстве Медвежьего месторождения распределение производственных мощностей по подготовке и компримированию газа, годовых отборов газа по газовым промыслам было сделано без точного учета характера геологического строения и распределения запасов по отдельным эксплуатационным зонам. Указанные факторы предопределили неравномерное внедрение подошвенных вод в газовую залежь, образование депрессионных воронок на различных участках месторождения. Всс это предъявляет повышенные требования к решению основных задач контроля выработки сеноманских продуктивных отложений геофизическими методами исследований скважин.

Контроль за текущим положением ГВК и изменением газонасышенности нласгов сеноманских отложений по фонду наблюдательных скважин ведется практически с начала разработки месторождения. Первые замеры нейтронного гамма-каротажа проведены в 1974 году. В настоящее время систематический контроль за продвижением контакта газ-вода проводится в 47 наблюдательных скважинах. Па протяжении многих лет автор принимал непосредственное участие в обработке и обобщении этих материалов. Всею выполнено более 1000 исследований.

На основании результатов интерпретации временных замеров НГК

изучается динамика подъема контакта во времени. Совокупность данных геофизических исследований по наблюдательным и добывающим скважинам, гидрохимапализа и геолого-иромысловых материалов позволяет построить карту подъема газоводяного контакта. Эта карта показывает неравномерный

подъем ГВК в различных частях месторождения, что связано с литологическим строением сеноманской газовой залежи, разновременностью ввода в эксплуатацию газовых промыслов и иеучетом распределения запасов по структуре залежи.

Исследования добывающих скважин па Медвежьем месторождении методами газодинамического каротажа проводятся с 1972 г. За этот период замеры проведены в 193 скважинах, причем в большинстве из них комплекс выполнялся неоднократно.

Выполненный автором анализ результатов ГИС по наблюдательным и добывающим скважинам показывает, что на Медвежьем месторождении в зонах отбора газа происходит активное внедрение подошвенной воды в газовую залежь, поверхность текущего ГВК имеет сложное строение, газ в скважину поступает преимущественно из коллекторов 111 группы (Кпот^28,6%, Кг>0,56 ), в то же время отмечено снижение газонасыщенности в пластах с низкими ФЕС, что свидетельствует о вовлечении их в разработку, а соответственно увеличении извлекаемых запасов. В скважину работает 25-70% перфорированного интервала, границы работающих интервалов практически постоянны как во времени, так и при изменении депрессии, для добывающих скважин характерно наличие на забое песчано-глинистой пробки.

Рассмотрение основных результатов исследований наблюдательных и добывающих скважин Медвежьего месторождения промыслово-гсофизическими методами за весь период разработки показывает характерные особенности работы продуктивных пластов в скважину и внедрения подошвенной воды по площади залежи. „

Детальный анализ выработки запасов газа на Медвежьем месторождении позволил автору разработать нестандартный метод анализа истощения пластов сеноманских газовых залежей Крайнего Севера в период активного проявления водонапорного режима по результатам исследований скважин геофизическими и газодинамическими методами. На основании исследований определяются такие параметры, как положение начального и текущего ГВК, подъем контакта, расстояние контакта от нижней границы интервала перфорации, величина линейных запасов и удельных линейных запасов в газовой части и в

обводненной части разреза скважин и т.д. Установлено, что наиболее информативными для изучения процесса истощения залежи являются следующие параметры:

- .мощность ссномана над ГВКтек, Игек;

- число пластов п;

- коэффициент макронеоднородности Км;

- линейные запасы Q,,;

- удельные линейные запасы Q„ya.

Эти параметры выбраны исходя из следующих соображений.

1. Мощность продуктивных отложений над текущим ГВК дает четкое представление о газонасыщеппой части залежи на любой момент времени, служит основой для получения различных относительных параметров и, кроме того, является аналогом традиционных понятий - подъем ГВК и текущее положение ГВК.

2. Коэффициент макронеоднородности Км характеризует расчлененность газовой залежи над ГВКтек |1а единицу мощности, т.е. Км = п/Нтек, и позволяет проводить сравнение разрезов в различных точках месторождения.

3. Линейные запасы по каждому пласту представляют произведение открытой пористости КцОТпа коэффициент газонасыщснпости Кг и на мощност ь пласта h. т.е. Ол=Кпог- Кг • h или Q,=KnJ<'1 ■ h. Сумма линейных запасов по пластам дает линейные запасы по каждой екпажиие над ГВКтеь. Другими слонами, по формуле подсчета запасов газа объемным методом линейные запасы получаем при условии, что площадь F = I. Этот параметр позволяет использовать при анализе величины, непосредственно характеризующие текущие запасы газа над ГВКте„.

4. Удельные линейные запасы - это линейные запасы на единицу мощности, т.е. Q„ya = Q„/ Нтек. Преимущество этого параметра заключается в возможности проведения различных сравнений и сопоставлений независимо от положения на месторождении. (1а наш взгляд, это один из наиболее важных параметров, которые необходимо использовать при анализе разработки.

5. При анализе этих параметров удобно применять известные аатистичсскис методы обработки.

Характерной особенностью предлагаемого метода является использование понятия геологических запасов, т.е. всего объема газа залежи без его деления на извлекаемый и пепзвлекаемыи. Этот позволяет проводить сравнительный анализ состояния залежи по времени вне зависимости от таких изменяющихся в процессе разработки параметров, как эффективная мощность, эффективная пористость и другие производные геологические и промысловые характеристики. Такой подход к анализу разработки предлагается автором впервые в известной практике контроля за разработкой газовых месторождений.

Основные результаты статистической обработки приведены в табл. 2.

По каждому из рассматриваемых параметров рассчитаны средние величины, стандартные отклонения, коэффициенты вариации (I, 2 и 3 строки соответственно ). Здесь представлены обобщенные результаты по всем газовым промыслам, Южному куполу, Центральной части, Ныдинскому куполу и месторождению в целом. Основой для расчетов служат данные обработки по эксплуатационным скважинам.

Минимальная мощность сеномана над ГВКтех (Нтек) отмечается на ГП - 2, максимальная - на ГП - 4, составляя в среднем по месторождению 82,7 м. Наибольший разброс величин НТЕК наблюдается на ГП - 3, где коэффициент вариации V = 0,495. Это свидетельствует о том, что на ГП - 3 текущий ГВК в зоне расположения эксплуатационных скважин имеет наибольшую изменчивость.

Число пластов и коэффициент макронеоднородности, характеризующие вертикальную геологическую неоднородность, показывают, что наибольшая неоднородность отмечается на ГП - 6, 7, а минимальная - на ГП -I. Исходя из наших предположений, внедрение воды более затруднено на тех участках, где величина Км больше, т.е. на ГП - 6, 7.

Такие параметры, как линейные запасы и удельные линейные запасы могут быть, как уже отмечалось, в числе основных параметров, контролирующих процесс разработки. В табл.2 представлены запасы в условных единицах начальных запасов. Это, по нашему мнению, дает большую возможность к проведению анализа, различным сопоставлениям и т.п., так как расчет текущих линейных запасов не представляет особых трудностей. В первом

Таблица 2

Стастические характеристики некоторых геолого-технологических показателей

(О 1П

Показатели Статистические параметры Газовый промысел Южный купол Центральная часть Ныдинс-кий купол Место-рождение а целом

2 3 1 4 5 6 7 8 9

Количество скважин. Вскрывших ГВКТЕ>( К 15 13 23 29 23 27 18 21 44 80 89 44 213

Мощность сеномана над ГВКТЕк Нтек 47.67 9.98 0.209 54.62 27,05 0,495 101.81 16.81 0.165 103.54 14.91 0.144 67.43 8,94 0,133 73,16 10,06 0,138 77.86 20.44 0,262 76.77 12.08 0.157 97,98 9,86 0,080 84,61 30.18 0,357 73.48 13.41 0.183 97,98 7.86 0,080 82,75 22,63 0.274

Число пластов П 41,3 10.5 0.254 42,9 22.5 0.525 73.2 15,8 0,216 83,4 18.8 0,225 53,7 10,9 0,203 66.4 16,1 0,241 70,1 19,9 0,281 67,0 13,6 0.204 83,8 13.3 0,159 66.0 24,9 0,378 64,0 16.2 0,254 83,8 13,3 0,159 68,8 20,9 0,303

Коэффициент макронеоднородности Км 0.873 0.137 0.157 0,800 0,179 0.224 0,725 0.149 0.205 0,806 0,156 0,194 0,803 0,158 0,194 0.907 0.172 0,189 0,923 0.200 0.216 0.872 0.113 0,130 0,858 0,136 0.159 0,794 0.160 0.202 0,875 0.166 0,190 0,858 0,136 0,159 0,851 0,161 0,192

Линейные запасы Ол 956,27 194.84 0,204 1121,00 762.30 0,680 2315.26 419.07 0,181 2247,76 568,15 0,253 1354,04 274.50 0,203 1626,96 458,64 0,282 1578.56 519.42 0,329 1543,29 328,53 0,213 2110,09 378,71 0,179 1841,91 786,42 0,427 1526,90 395,13 0.219 2110.09 378.71 0,179 1765,69 597,43 0,338

Удельные линейные запасы ОлУЙ 20,11 2.09 0.104 19.27 5.22 0.271 22,88 3.04 0.133 21,56 3,45 0.160 20,18 3,69 0,183 21,96 4.13 0.188 20,00 2.79 0.139 20,20 3,44 0,170 21,48 3,09 0.144 21,30 3,66 0.172 20.69 3.66 0,177 21.48 3,09 0,144 21,08 3,55 0,168

Примечание: 1 строка - среднее, 2 - стандартное отклонение, 3 - коэффициент вариации.

приближении текущие линейные запасы, в том числе и удельные, получаются путем умножения на коэффициент, равный отношению текущего давления к начальному, т.е. Ртс/Г1 „ат 11а любом участке месторождения. По данным табл. 2 видно, что максимальные линейные запасы газа па ГВКТЕк находятся в эксплуатационной зоне расположения скважин ГП - 1,4, 9, а минимальные - ГП-2, 3, 5. В то-жс время удельные линейные запасы (на I м вскрытой мощности) имеют максимальное значение на ГП - I, 6, 4, а минимальное - на ГП- 3, 7, 2.

Таким образом, впервые предложенные параметры даюг возможность оценивать "выработку" залежи, сравнивать степень отработки разрезов скважин, расположенных в различных частях месторождения, оперативно оценивать запасы оставшегося газа объемным методом. В комплексе с коэффициентом макронеодпородпости значения 0Л и С?ЛУД дают возможность оценить неоднородность геологического строения и на качественном уровне сделать предположение о темпе подъема ГВК.

ГЛАВА 6. НЕТРАДИЦИОННЫЕ МЕТОДЫ КОМПЛЕКСНОЙ ОБРАБОТКИ

И ПРЕДСТАВЛЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ, ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ И ПРОМЫСЛОВОЙ ИНФОРМАЦИИ

При изучении геологического строения газовых месторождений Крайнего Севера, исследовании процессов, происходящих в пластах в результате их истощения, обводнения и т.д., часто возникают задачи, которые не могут быть решены традиционными способами. В настоящей главе рассматриваются некоторые способы обработки результатов промысловых, геологических и геофизических исследований, разработанные автором для решения таких задач, как выделение в продуктивной толще высокопродуктивных газоотдающих интервалов, прогноз продуктивности коллекторов, совместная интерпретация геофизических и газогидродинамических исследований, выявление технологических причин обводнения продукции, представление обобщенной информации в графическом виде и т.д.

Проведенный на Медвежьем месторождении анализ материалов промыслово-геофизических исследований показал, что на возможность работы пласта в скважину оказывает влияние начальная газонасыщенность,

характеризующая неизмененную часть пласта, и состояние приекважишюй юны. которая h процессе бурения, спуска, цементирования и перфорации обсадной колонны подвергается различного рода воздействиям, так или иначе загрязняющим продуктивный пласт, снижающим естественную проницаемость.

Комплексное использование параметров, характеризующих эти зоны пласта, позволяет повысить обоснованность решений. Такими параметрами могут быть коэффициенты газонасыщенности, при этом газонасыщенность неизмененной части пласта определяется по данным электрического каротажа KrJK, а газонасыщенность прискважшшой зоны - по данным замера НГК непосредственно после спуска обсадной колонны Кгнгк.

При принятии решений по выбору интервалов дополнительной перфорации, автором предлагается использовать параметр

Пг =---------•--------------------(3)

Krmax Кгтах

Этот параметр может принимать значения от 0 до 1 и его можно интерпретировать как вероятность вступления пласта в работу в зависимости от его начальных природных свойств и состояния прискважинной зоны.

Очевидно, что все вскрытые перфорацией пласты можно разбить на две группы - работающие, то есть отдающие газ, и не работающие. Зная значения параметра Пг для каждого пласта, можно найти такое его критическое значение Г1гкр, что если Пг> Пгкр. то пласт работает, а при Пг<Г1гкр - не работает.

Величина ПгКР определялась способом статического анализа значений 1 lino представительной эталонной выборке. Эта выборка включала результаты определения Пг по каждому пласту в интервалах перфорации по 41 скважине, где башмак НКТ установлен выше интерпала перфорации. Общая обработанная мощность составила 1529 м.

Для определения ПгКР составлены интегральные распределения Пг для двух классов коллекторов, отдающих и не отдающих газ в скважину по данным расходомефип.

Величина 11|К|' довольно стабильна для скважин всех гаюных промыслов и составляет в целом для месторождения 0.62.

Внедрение изложенной методики на Медвежьем месторождении позволило (при прочих равных условиях до и после дострела) увеличить рабочий дебит скважин, где была проведена дополнительная перфорация, в среднем на 42 %.

Комплексный геофизический параметр может быть также использован для определения наиболее перспективных интервалов перфорации в новых скважинах и для выделения перекрытых колонной НКТ интервалов притока газа и действующих скважинах эксплуатационного фонда.

Приведенные в предыдущих разделах анализ и методики определения ФЕС были использованы для прогнозирования производительности скважин на Медвежьем месторождении.

Уравнение притока газа к забою скважин для условий сеноманских продуктивных отложений газовых месторождений Тюменской области имеет вид (И.С. Немировский, 1990):

Рпл2-Рзаб2 = аО - ао<3 + ЬО\ (4)

где Рпл, Рзаб - соответственно пластовое и забойное давления, МПа; а, Ь -коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пласта и конструкции забоя скважины; ао=ЬОо ; (?0 -максимально возможный расход газа, при котором в зоне течения сохраняется закон Дарси, тыс. м'/сут; О - объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, тыс. м3/сут.

Анализ выражений для коэффициентов а, ао, Ь показывает, что в зависимости от расположения эксплуатационной скважины, фильтрационно-емкостных свойств пород газоотдакэщих интервалов наибольшую изменчивость имеют такие параметры, как пластовое Рпл и забойное Рзаб давления, эффективные толщина Ь и пористость т, а также проницаемость пласта к. Остальные параметры практически не меняются от скважины к скважине.

Левая часть выражения (4) Д (Р2) = Рпл2 - Рзаб2 является регулируемой и может быть зафиксирована на любом уровне, имеющем физический смысл.

Комплекс промыслово-геофизических исследований, проводимый в открытом стволе скважины непосредственно после окончания бурения, позволяет определить такие фильтрационно-емкостные параметры пластов, как

открытая пористость и коэффициент газонасыщенности. На основании этого в разрезах скважин выделяются пласты-коллскторы, рассчитывается эффективная пористость пластов, как произведение открытой пористости на газонасыщенность, то есть т = т0Кг, находится эффективная толщина, характеризующая общую толщину коллекторов, способных отдавать газ. Как отмечалось выше, определение коэффициента проницаемости непосредственно по данным каротажа предполагает слишком много различных допущений и приводит к существенным ошибкам. Поэтому на практике проницаемость рассчитывают по зависимости между ^к и эффективной толщиной.

Анализ и сопоставление теоретических и фактических дебитов скважин удобно проводить, используя удельные дсбиты, то есть средние дсбиты, отнесенные к I м эффективной толщины. Таким образом, в расчетах принимаются Ь = 1м; коэффициенты эффективной пористости от 0,05 до 0,35, что соответствует проницаемости (5 - 5000) 10"15 м2. Эти диапазоны изменений шик характеризуют практически все породы-коллекторы продуктивных сеноманских отложений. Следует отметить, что проведенные и полученные зависимости дают возможность оценивать удельные дебиты, которые могут быть получены в скважинах, совершенных по характеру и степени вскрытия пластов.

На месторождении Медвежье было выбрано несколько эксплуатационных скважин без пакера, где в течение последних лет были выполнены одновременные исследования промыслово-геофизическими и газодинамическими методами. По данным промыслово-геофизических исследований по каждой скважине выделена газоотдаюшая толщина, определена средневзвешенная эффективная пористость и оценен средний удельный дебит 0г при Д(1'2) = 4МПа2. По результатам устьевых газодинамических исследований определены фильтрационные коэффициенты а и Ь, фактические дебиты скважин при Д(Р2) = 4МПа2 и удельные дебиты на 1м газоотдаюшей толщины Оф.

При сравнении удельных дебатов От и Оф необходимо помнить о том. что значения От соответствуют условиям гидродинамически совершенной скважины, то сеть вскрывшей пласт на всю его толщину и оставленной с

открытым забоем. Поэтому и общем случае (}т>(3ф, так как От характеризует, по нашему мнению, максимально возможный дебит при конкретном значении Д(Р2). Реальные добывающие скважины на месторождении Медвежье обсажены эксплуатационными колоннами, перфорирована только часть продуктивной толщи, призабойная зона, как правило, загрязнена промывочной жидкостью и другими примесями. Поэтому большинство скважин имеют (?т>(}ф, а отношение (5ф/(}т характеризует, вероятно, коэффициент совершенства реальной скважины. Превышение фактического удельного дебита над теоретическим возможно связано с дренированием интервала, имеющего большую толщину, чем выделенный интервал притока по геофизическим данным.

Приведенные материалы используются при прогнозировании добывных возможностей продуктивных пластов, вскрытых эксплуатационными скважинами; при оценке коэффициента совершенства скважины и при выборе скважин и планировании мероприятий для интенсификации притока газа.

Обводнение продукции скважин в процессе их эксплуатации является закономерным явлением при разработке месторождения с упруговодонапорным режимом. На основании проведенных исследований в качестве основных факторов, определяющих появление воды в продукции скважин, приняты следующие:

- скважины имеют контакт сг обводненной частью разреза, т.е. фактический забой скважины ниже текущего ГВК;

- ГВК находится в интервале перфорации;

- качество цементажа между текущим ГВК и нижними отверстиями перфорации (НОП).

Рассматривались данные практически по всем добывающим скважинам Медвежьего месторождения. Из этого количества скважин получены две выборки - скважины, работающие с водой (объем Ы| = 89) и без воды (N2= 156). Представительные объемы выборок позволяют оценить вероятность работы скважин с водой и без воды. Результаты представлены в табл.3

Величины вероятности работы скважины с водой или без воды четко дифференцируют влияние отдельных факторов на обводненность продукции и

существенно повышают достоверность прогнозных оценок по обводнению

добывающих скважин.

Одной из основных задач промысловой геологии является оценка дренируемого объема залежи. Решение этой задачи связано с определением по каждой скважине суммарной толщины пластов, в которых происходит движение газа. Автором предложен способ опенки дренируемой толщины разреза по отдельной скважине, использующий данные одновременных исследований геофизическими и газодинамическими методами. Сущность этого способа заключается в следующем.

Таблица 3

Фактор Вероятность работы скважин

с водой без воды

1. Фактический забой скважины ниже ГВК 0,36 0,64

2. ГВК находится в интервале перфорации 0,84 0,16

3. Качество цемента между ГВКТЕК и нижней границей перфорации

Хорошее 0,18 0,82

Частичное 0.24 0,76

Отсутствие 0.71 0,29

По данным ГИС в скважине выделяются газоотдающие интервалы и определяется их общая толщина Иг. По результатам газодинамических исследований оценивается общая дренируемая толщина разреза Ьд, которая входит в выражения для фильтрационных коэффициентов а и Ь. При сравнении этих величин возможны следующие случаи:

1) Ьд = Ьр, т.е. дренируемая толщина совпадает по величине с интервалом притока газа;

2) Ьд > Ьг, т.е. в дренировании участвуют пласты, не работающие непосредственно в скважину. В этом случае в дренируемую толщину

включаются пласты с максимальными ФЕС, залегающие ниже и (или) выше интервала притока;

3) Ьд < Ьр, одной из причин может быть образование каверны вследствие разрушения прискважинной зоны, при этом поступающий газ "растекается" по каверне.

С целыо всестороннего изучения работы скважин, контроля за внедрением подошвенных вод в продуктивные отложения, выдачи обоснованных рекомендаций по капитальным ремонтам для Медвежьего месторождения в условиях активного внедрения подошвенных вод был предложен и внедрен способ графического представления текущего состояния фонда скважин. Основой для построения служат материалы промыслово-геофизических, геолого-промысловых, газодинамических и гидрохимических исследований. На картах-профилях показаны: конструкции скважин, качество крепления добывающих колонн по данным акустической цементометрии, техническое состояние скважин, результаты газодинамического каротажа, гидрохиманализа, капитальных ремонтов, а также данные контроля за продвижением газоводяного контакта по ГИС.

На основании положительного опыта использования карт-профилей на Медвежьем месторождении автором также разработан способ построения геолого-техпических схем для Бованенковского месторождения.

На этапе разбуривания месторождения эти схемы дают возможность уточнить геологическое строение продуктивных залежей, техническое состояние будущего добывающего фонда, обосновать перфорацию эксплуатационных объектов по площади и разрезу, а в дальнейшем проводить качественный контроль за разработкой многопластового месторождения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ Основным результатом проведенных исследований, определяющим научную и практическую ценность, является разработка новых методов изучения геологических систем в процессе разведки, освоения и добычи газа, которые сводятся к следующему.

1. На основе анализа обширного объема кернового материала (более 10000 образцов) установлено, что ФЕС и петрофизические характеристики сеноманских продуктивных отложений близки между собой и уверенно разделяются по содержанию глинистого материала на три литолого-петрофизические группы, что позволяет применять единый методологический подход к обработке данных ГИС при изучении и уточнении геологического строения месторождения и в процессе контроля за разработкой газовых месторождений.

2. Разработана методика количественной обработки и интерпретации результатов ГИС с использованием статистических связей типа "керн-геофизика". Эти связи выявлены по основным лнтолого-петрофизическим группам каждого месторождения и позволяют, в отличие от известных методов, определять ФЕС пород в условиях тонкослоистого строения разреза при использовании одного метода электрического каротажа. Данные, полученные по этой методике, являются основой при сопоставлении и анализе результатов контроля за динамикой выработки каждого пласта по толщине залежи.

3. Разработана и внедрена методика для оценки текущего и прогнозного значения коэффициентов остаточной газоиасышенности и газоотдачи для основных литолого-петрофизических групп пород в зависимости от текущего пластового давления или от времени нахождения пород-коллекторов за фронтом ГВК, а также коэффициента конечной газоотдачи обводненных интервалов в зависимости от предполагаемого "давления забрасывания" залежи. В настоящее время аналогов подобной методике не существует.

4. Предложены и апробированы методы анализа истощения запасов газа, которые отличаются от традиционных способов использованием в качестве исходного - параметра геологических запасов по каждой добывающей скважине разрабатываемых месторождений.

5. Разработана и внедрена методика, позволяющая, с одной стороны, определять перспективные скважины и приоритетные интервалы перфорации для решения вопросов добычи газа, с другой - контролировать и регулировать выработку продуктивной толщи при перекрытии НКТ интервала перфорации на основе взаимного учета состояния удаленной и призабойной зон пласта.

Преимущество этой методики заключается в использовании количественных критериев в отличие от качественных, применяемых при стандартных способах.

6. Предложен иероягпостпо-стагистичсский способ подсчета геологических запасов газа объемным методом, позволяющий получить распределение запасов по фильтрационно-емкостпым свойствам пород и не требующий проведения пересчетов запасов при изменении граничных значений ФЕС "коллектор-неколлектор" в процессе разработки газовой залежи.

7. На основе разработанной методики интерпретации данных ГИС построены гсолого-геофизический разрез Юбилейного месторождения и корреляционная карта-схема геолого-геофизических разрезов продуктивного пласта Ямсовейского месторождения, на которые получены патенты РФ.

8. Разработаны и внедрены способы графического представления текущего состояния фонда скважин по Медвежьему и Бованенковскому месторождениям, позволяющие оперативно решать задачи регулирования разработки (получены патенты РФ).

9. Установлены основные геологические и технологические факторы, влияющие на обводнение продукции скважин, и разработан способ вероятностной оценки степени их влияния, что исключает субъективные оценки при принятии управляющих решений.

10. Впервые предложен способ совместной обработки устьевых газодинамических и глубинных геофизических методов исследования скважин с целью оценки дренируемых толщин в разрезах скважин.

ОСНОВНЫЕ РАБОТЫ, ОПУБЛИКОВАННЫЕ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

Работы монографического плана:

1. Совершенствование систем разработки, добычи и подготовки газа на месторождениях Крайнего Севера / Ермилов О.М., Чугунов Л.С., Ремизов В.В., Дмитриевский А.Н., Тер-Саакян Ю.Г. и др. (под ред. Р.И. Вяхирева) // М.: Наука, 1996.-415 с.

2. Технология разработки крупных газовых месторождений / Гриценко А.И., Ермилов О.М., Зотов Г. А. и др. // М.: Недра, 1990. - С. 43 - 46.

3. Геологические модели залежей иефтегазоконденсатиых месторождений Тюменского Севера /Ермаков В.И., Кирсанов Л.Н., Кирсанов H.H., и др. (под ред. В.И. Ермакова, А.Н. Кирсанова) // М.: Недра, 1995. - С. 22 - 38.

4. Опыт и проблемы разработки месторождения Медвежье в период постоянной добычи / Ермилов О.М., Немировский И.С., Тер-Саакян 10.Г. и др.-М., 1989,- 37 е.- (Разраб. и эксплуатация газ. и газоконденсат, месторождений: Обзор, ииформ. // ВНИИЭГазпром; Вып.2).

5. Проблемы исследования скважин и разработки Ямбургского месторождения / Немировский И.С., Ермилов О.М., Березняков А.И., Тер-Саакян Ю.Г. и др. - М., 1990.-40 с. - (Разраб. и эксплуатация газ. и газоконденсат. месторождений: Обзор, ииформ. / ВНИИЭГазпром).

6. Промыслово-гсологический анализ разработки сеноманских залежей газа Тюменской области /Кирсанов А.Н., Облеков Г.И., Тер-Саакян Ю.Г. и др.- М„ 1991,- 54 е.- (Разраб. и эксплуатация газ. и газоконденсат, месторождений: Обзор, информ. / ВНИИЭГазпром).

7. Совершенствование технологии исследования газовых скважин месторождений севера Тюменской области в период активного проявления водонапорного режима/Ермилов О.М., Немировский И.С., Тер-Саакян Ю.Г.- М., 1994,- 60 е.- (Разраб. и эксплуатация пи. и газоконденсат, месторождений: Обзор, информ. /ВНИИЭГазпром).

8. Методология системного изучения отработки продуктивного разреза залежей газа Крайнего Севера (в период постоянной и падающей добычи) / Ремизов В.В., Ермилов О.М., Тер-Саакян 10.Г., Чугунов Л.С.. Облеков Г.И.- М.. 1994,- 48 е.- (Разраб. и эксплуатация газ. и газоконденсат, месторождений: Обзор, информ./ Газпром).

9. Методы анализа отработки сеноманских залежей севера Тюменской области по данным исследований эксплуатационных скважин / Ремизов В.В., Ермилов О.М., Тер-Саакян Ю.Г., Чугунов Л.С., Михайлов Н.В.- М„ 1994.- 79 с,-(Разраб. и эксплуатация газ. и газоконденсат, месторождений: Обзор, информ./ Газпром).

10. Методы анализа геолого-технических причин обводненности продукции скважин с целью прогноза надежности обеспечения проектных показателей/ Ремизов В.В., Ермилов О.М., Чугунов Л.С., Тер-Саакян и др. И Геология и

разведка газовых и газокондепсатных месторождений. Обзорн. информ. М. : И1'Ц Газпром, 1995. -66 с.

11. Чугунов Л.С., Чупова И.М., Тер-Саакян Ю.Г. Анализ н обобщение геолого-геофизической информации при контроле за разработкой Медвежьего месторождения // Уфа, изд - во УГНТУ, 1996. - 38 с.

12. Анализ отработки дренируемых толщин крупных месторождений газа пластово-массивного типа Крайнего Севера (на основании длительной эксплуатации месторождения Медвежье). /Ремизов В.В., Чугунов Л.С., Ермилов О.М., Гордеев В.Н., Тер-Саакян Ю.Г., Васильев В.И. // Разработка и эксплуатация газовых и газокондепсатных месторождений. Обзорн. информ. М. : ИРЦ Газпром, 1997.-20 с.

Патенты РФ и авторские свидетельства

13. A.c. 1625224 СССР G 01 V 5/10. Способ выделения газоотдающих интервалов /Тер-Саакян Ю.Г. и др. // БИ.- 1991. - № 4,- С. 206.

14. Патент РФ (11) 43166 (13) S (22) 10.04. 96. Карта первоначального положения ГВК крупного газового месторождения Крайнего Севера «Медвежье» /Ремизов В.В., Ермилов О.М., Чугунов Л.С., Дмитриевский А.Н., Тер-Саакян 10. Г. и др. // Офиц. бюл. Российского агентства по патентам и тов. знакам (полезные модели, пром. образ.) ВНИИПИ, М-1, 1997, с. 79.

15. Патент РФ (11) 43164 (13) S (22) 10.04. 96. Карта изобар (изолиний равнотекущего пластового давления) крупного газового месторождения Крайнего Севера " Медвежье" /Ремизов В.В., Ермилов О.М., Чугунов Л.С., Дмитриевский А.Н., Тер-Саакян Ю.Г. и др. // Офиц. бюл. Российского агентства по патентам и тов. знакам (полезные модели, пром. образ.) ВНИИПИ, М-1, 1997, с. 77.

16. Патент РФ (11) 43167 (13) S (22) 10.04. 96. Карта первоначального положения газоводяного контакта крупного газоконденсатного месторождения Крайнего Севера "Ямсовейское" / Ремизов В.В., Ермилов О.М., Чугунов Л.С., Дмитриевский А.Н., Тер-Саакян Ю.Г. и др. // Офиц. бюл. Российского агентства по патентам и тов. знакам (полезные модели, пром. образ.) ВНИИПИ, М-1, 1997, с. 80.

17. Патент РФ (11) 43162 (13) S (22) 10.04. 96. Корреляционная карта -схема геолого-геофизических разрезов продуктивного пласта крупного

газоконденсатного месторождения Крайнего Севера "Ямсовейское'7 Ремизов В.В., Ермилов О.М, Чугунов Л.С., Дмитриевский А.Н., Тер-Саакян Ю.Г. и др. // Офии. бюл. Российского агентства по патентам и тов. знакам (полезные модели, пром. образ.) ВНИИПИ, М-1, 1997, с. 76.

18. Патент РФ (II) 43161 (13) S (22) 10.04. 96. Геолого-геофизический разрез крупного газоконденсатного месторождения Крайнего Севера •■Юбилейное" / Ремизов В.В., Ермилов Ü.M., Чугунов J1.C., Дмитриевский А.Н., Тер-Саакян Ю.Г. и др. // Офии. бюл. Российского агентства по патентам и тов. знакам (полезные модели, пром. образ.) ВНИИПИ, М-1. 1997, с. 75.

19. Патент РФ (11) 43160 (13) S (22) 10.04. 96. Геолого-технический разрез куста скважин крупного газоконденсатного месторождения Крайнего Севера "Бованенковское"/Ремизов В.В., Ермилов Ü.M., Чугунов Л.С., Дмитриевский A.M., Тер-Саакян Ю. Г. и др, // Офии. бюл. Российского агентства по патентам и тов. знакам (полезные модели, пром. образ.) ВНИИПИ, М-1, 1997, с. 74.

20. Патент РФ (11) 43163 (13) S (22) 10.04. 96. Карта-профиль состояния эксплуатации фонда скважин в условиях обводнения крупного газового месторождения Крайнего Севера "Медвежье'УРемизов В.В., Ермилов О.М., Чугунов Л.С., Дмитриевский A.M., Тер-Саакян Ю.Г. и др. // Офиц. бюл. Российского агентства по патентам и тов. знакам (полезные модели, пром. образ.) ВНИИПИ, М-1, 1997, с. 77.

21. Патент РФ (11) 43165 (13) S (22) 10.04. 96. Карта подъема газоводяного контакта крупного газового месторождения Крайнего Севера "Медвежье"/ Ремизов В.В., Ермилов О.М., Чугунов Л.С., Дмитриевский А.Н., Тер-Саакян Ю.Г. и др. // Офиц. бюл. Российского агентства по патентам и тов. знакам (полезные модели, пром. образ.) ВНИИПИ, М-1, 1997, с. 78.

22. Патент РФ (11) 43168 (13) S (22) 10.04. 96. Карта первоначального положения газоводяного контакта крупного газоконденсатного месторождения Крайнего Севера "Юбилейное"/ Ремизов В.В., Ермилов О.М., Чугунов Л.С., Дмитриевский А.Н., Тер-Саакян Ю. Г. и др. // Офиц. бюл. Российского агентства по патентам и тов. знакам (полезные модели, пром. образ.) ВНИИПИ, М-1, 1997, с. 82.

Статьи

23. Омесь С.П., Тер-Саакян 10.Г. Точность оценки декремента затухания тепловых нейтронов при ИННК // Нефтегазовая геология и геофизика: РНТС / ВИИИОЭНГ,- 1977.-№ 8. -С.48-51.

24. Методика оценки работы регистрирующей части серийной аппаратуры импульсного нейтронного каротажа / Байдин Л.А.,..., Омесь С.П., Тер-Саакян Ю.Г. // Скважин, ядерно-геофиз. аппаратура с управляемыми источниками излучений: Сб. научн. тр. - М.: ВНИИЯГГ, 1978. - С. 47-55.

25. Гергедава Ш.К., Пантелеев Г.Ф., Тер-Саакян Ю.Г. Метод ИННК при контроле за разработкой Медвежьего и Уренгойского месторождений //Геология, бурение и разраб. газ. месторождений: Экспресс-информ. / ВНИИЭГазпром.- 1983,- Вып. 4. - С. 9-13.

26. Тер-Саакян Ю.Г. Использование вероятностно-статистических методов при подсчете запасов газа объемным методом // Геология, бурение, разраб. газ. месторождений: Экспресс-информ. / ВНИИЭГазпром.- 1983.- Вып. 6,- С. 12-17.

27. Кирсанов А.Н., Тер-Саакян Ю.Г. Системный подход к процессу обводнения газовых залежей Тюменского Севера // Методология систем, анализа пробл. разраб. нефт. и газ. месторождений: Тез. докл. - Пермь, 1986. - С. 12-13.

28. Информационное обеспечение системы контроля за обводнением месторождения Медвежье / Кирсанов А.Н., Лапердин А.Н., Облеков Г.И., Тер-Саакян Ю.Г. И Методология систем, анализа пробл. разраб. нефт. и газ. месторождений: Тез. докл. - Пермь, 1987. - С. 17-18.

29. Кирсанов А.Н., Тер-Саакян Ю.Г., Облеков Г.И. Связь уровней строения залежи с иерархией геолого-газодинамических моделей /Методология систем, анализа пробл. разраб. нефт. и газ. месторождений: Тез. докл. - Пермь, 1988.- С. 25-26.

30. Облеков Г.И., Тер-Саакян Ю.Г., Кирсанов А.Н. Метод оценки вероятности работы пласта в скважину // Петрофизическое обеспечение подсчета запасов нефти и газа: Тр./ЗапСибНИГНИ. - Тюмень, 1989.-С. 85-90.

31. Технология выбора интервалов дополнительной перфорации скважин / Ермилов О.М., Тер-Саакян Ю.Г., Ту голу ков В. А. и др. //Газ. пром-ть - 1990. - № 1.-С. 48-50.

32. Тер-Саакян Ю.Г. Статистический анализ влияния некоторых факторов

на динамику обводнения эксплуатационных скважин Медвежьего месторождения И Науч.-техн. достижения и перед, опыт, рек. для внедрения в газ. пром-ти: Информ. сб. / ВНИИЭГазпром,- 1990. - Вып. 4,- С. 25-29.

33. Якимов И.Е., Кравцов С.А., Тер-Саакян Ю.Г. Системный подход к организации и проведению промысдово-геологического и геофизического контроля за разработкой залежей углеводорода // Методология систем, анализа пробл. разраб. нефт. и газ. месторождений: Тез. докл. методолог, семинара. -Пермь, 1991.-С. 17-19.

34. Технология подсчета и дифференциация запасов газа /Кирсанов А.Н., Облеков Г.И., Тер-Саакян Ю.Г. и др. // Совм. номер: Нефт. хоз-во,- 1992,- Я» 5,-Газ. пром-ть,- 1992,- № 5.- С. 61-63.

35. Определение продуктивности скважин по результатам промыслово-геофизических исследований / Ермилов О.М., Ремизов В.В., Тер-Саакян Ю.Г., Чугунов Л .С. // Газ. пром-сть.- 1994.- № 3.- С. 34-36.

36. Определение коэффициента газоотдачи обводненных пластов сеноманских продуктивных отложений / Ермилов О.М., Ремизов В.В., Тер-Саакян Ю.Г., Чугунов Л .С. // Газ. пром-сть.- 1994,- Ns 5,- С. 24-26.

37. Тер-Саакян Ю.Г. Совершенствование контроля за выработкой запасов и обводнением пластов сеноманских отложений месторождений севера Тюменской области // В кн.: Повышение эффективности освоения газовых месторождений Крайнего Севера. (Под ред. Р.И. Вяхирева). - М. : Наука, 1997. -С. 154-162.

38. О рациональном использовании эксплуатационного фонда скважин при их эксплуатации при ограниченном заказе на газ в период падающей добычи при активном водопроявлении / Чугунов Л.С., Тер-Саакян Ю.Г., Облеков Г.И., Гордеев В.Н., Хилько В.А. // Сер.: Геология, бурение и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе. Научно - технический сборник. М. : ИРЦ Газпром, 1997 - №12 . - С 18-23.

39. Оптимизация сроков ввода скважин в эксплуатацию (на примере месторождения Медвежье в процессе разработки) / Чугунов Л.С., Тер-Саакян Ю.Г., Облеков Г.И., Гордеев В.Н. // Сер.: Геология, бурение и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе. Научно -технический сборник. М. : ИРЦ Газпром, 1998 - №1 . - С. 7-10.

40. Тер-Саакян Ю.Г. Литолого-петрофизичсскис особенности строения крупных газовых месторождений Крайнего Севера // Сер.: Геология, бурение и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе. Научно - технический сборник. М.: ИРЦ Газпром, 1998. - №2 . - С .3-5.

41. Тер-Саакян Ю.Г. Геофизические и газодинамические методы исследования скважин на газовых месторождениях Крайнего Севера // Сер.: Геология, бурение и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе. Научно - технический сборник. М. : ИРЦ Газпром, 1998 -№2. - С.5-7.

42. Тер-Саакян Ю.Г. Совершенствование способов изучения емкостных свойств сеноманских отложений методами промысловой геофизики // Сер.: Геология, бурение и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе. Научно - технический сборник. М. : ИРЦ Газпром, 1998. -№2 . - С.22-27.

43. Тер-Саакян Ю.Г. Новые технологии и методики контроля за истощением пластов сеноманских газовых залежей Крайнего Севера в процессах их эксплуатации И Сер.: Геология, бурение и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе. Научно - технический сборник. М.: ИРЦ Газпром, 1998. -№3 . - С. 12-13.

44. Тер-Саакян Ю.Г. Геолого-промысловый способ изучения состояния залежи в процессе ее эксплуатации // Сер.: Геология, бурение и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе. Научно -технический сборник. М.: ИРЦ Газпром, 1998. - № 4, 5 . - С. 3-6.

45. Тер-Саакян Ю.Г. Нетрадиционные методы комплексной обработки и представления геологической, геофизической и промысловой информации II Сер.: Геология, бурение и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе. Научно - технический сборник. М. : ИРЦ Газпром, 1998. - № 4, 5. - С. 11 -14.

Текст научной работыДиссертация по геологии, доктора геолого-минералогических наук, Тер-Саакян, Юрий Георгиевич, Надым

¡зидиум ВАК России

(решений ет" 3 О' /оЬ №

присудил ученую степень ДиГ\. 11Л

ПРЕДПРИЯТИЕ «НАДЫМЕАЗПРОМ» РОССИЙСКОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА "ГАЗПРОМ"

ТЕР-СААКЯН ЮРИЙ ГЕОРГИЕВИЧ

ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАЙНЕГО СЕВЕРА В НАЧАЛЬНЫЙ ПЕРИОД РАЗРАБОТКИ И В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ

04.00.17 - геология, поиски и разведка

нефтяных и газовых месторождений 04.00.12 - геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

диссертация н. ~ пени

доктор, ;ских наук

На правах рукописи

Научный консультант д.т.н., профессор О.М.Ермилов

Надым - 1998

\

"2

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение......................................................................................................... 5

Глава 1. Основные черты строения крупных газовых

месторождений Крайнего Севера........................................14

1.1. Особенности геологического строения сеноманских отложений..........................................................................14

1.2. Петрофизические свойства пород сеноманских отложений..........................'................................................24

1.3. Геофизическая характеристика сеноманских продуктивных отложений................................................37

Глава 2. Методы исследования скважин на газовых

месторождениях Крайнего Севера......................................46

2.1. Геолого-промысловые задачи, решаемые геофизическими методами...............................................46

2.2. Основные задачи газогидродинамических исследований скважин.....................................................49

2.3. Комплексы промыслово-геофизических методов исследований скважин на всех стадиях жизни месторождения..................................................................53

Глава 3. Методики и технологии изучения емкостных свойств пород сеноманских отложений методами промысловой геофизики*...................................................................................64

3.1. Анализ связей коллекторских свойств пород с геофизическими параметрами.........................................64

3.2. Методика определения коллекторских свойств пород сеноманских отложений по результатам промыслово-геофизических исследований скважин...........................70

3.3. Использование вероятностно-статистических методов обработки геолого-геофизической информации при подсчете запасов газа объемным методом.....................90

Глава. 4. Контроль за истощением пластов в процессе их

эксплуатации...........................................................................104

4.1. Анализ эффективности геофизических методов и способов их обработки при контроле за разработкой сеноманских залежей.....................................................104

4.2. Методика выявления закономерной составляющей в динамике коэффициента газонасыщенности обводнившихся пластов ................................................114

4.3. Анализ и обобщение зависимостей между начальной и текущей газонасыщенностью........................................117

4.4. Оценка коэффициента газоотдачи обводненного объема..............................................................................128

Глава 5. Способ изучения состояния газовой залежи Медвежьего месторождения в процессе эксплуатации..........................141

5.1. Основные результаты исследований наблюдательных

и эксплуатационных скважин........................................141

5.2. Показатели геологической неоднородности, используемые при анализе разработки нефтяных и газовых месторождений.................................................164

5.3. Комплексные геологические характеристики при контроле за выработкой запасов газа...........................171

Глава 6. Нетрадиционные методы комплексной обработки и представления геологической, геофизической и промысловой информации...................................................206

6.1. Способ определения высокопродуктивных коллекторов в разрезах скважин...................................206

6.2. Прогноз продуктивности скважин по данным промыслово-геофизических исследований..................215

6.3. Статистический анализ влияния геологических и технологических факторов на обводнение добывающих скважин....................................................220

6.4. Метод комплексной интерпретации результатов геофизических и газодинамических исследований скважин и графическое представление текущего состояния фонда эксплуатационных скважин.............229

Заключение.................................................................................................244

Литература.................................................................................................247

ВВЕДЕНИЕ

АКТУАЛЬНОСТЬ. Объектом исследования настоящей работы являются уникальные газовые месторождения Крайнего Севера, приуроченные к сеноманским продуктивным отложениям. В настоящее время около 90% газа в России добывается из этих месторождений, и ближайшие перспективы развития газовой промышленности будут определяться их эффективным освоением и разработкой.

Сеноманские газовые залежи характеризуются большими этажами газоносности - до 200 м, тонкослоистым строением, хорошей гидрогазодинамической связью как по вертикали, так и по напластованию и отличаются высокими коллекторскими свойствами. Аналоги таких месторождений в мировой практике отсутствуют.

Несмотря на то что накоплен значительный опыт управления процессом разработки Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского и других крупных газовых месторождений, целый ряд вопросов изучения геологической системы в процессе добычи газа решен недостаточно полно. В их числе такие определяющие, как принципы изучения петрофизических характеристик пород и единого методологического подхода к определению фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пластов по результатам промыслово-геофизических исследований скважин (ГИС); неоднозначно решаются вопросы контроля разработки месторождений по данным газодинамических и геофизических методов исследования скважин. Дискуссионными являются приемы оценивания остаточной газонасыщенности и, следовательно, коэффициента конечной газоотдачи обводненных пластов.

Теоретической основой диссертации служат исследования в области геологии нефти и газа Западной Сибири (Ф.Г.Гурари, В.И.Ермаков, Ю.Н.Карогодин, А.Э.Конторович, Н.А.Крылов, И.И.Нестеров,

Н.Х.Нурахметов, Н.Н.Ростовцев, Ф.К.Салманов, В.С.Сурков, А.А.Трофимук, Ф.З.Хафизов, В.И.Шпильман и др.), петрофизики нефтяных и газовых пластов (А.А.Ханин, М.М.Элланский и др.), геофизических методов определения параметров нефтегазовых пластов (Б.Ю.Вендельштейн, В.Н.Дахнов, В.М.Добрынин, Р.А.Резванов и др.), проектирования разработки газовых месторождений (А.И.Гриценко, О.М.Ермилов, С.Н.Закиров, Ю.П.Коротаев, В.В.Ремизов, Л.С.Чугунов, А.И.Ширковский и др.), применения вероятностно-статистических методов в геологии и геофизике (Ю.А.Воронин, С.В.Гольдин, Девис Дж., Д.Ф.Дементьев, Д.А.Родионов).

На основе вышесказанного актуальность исследований определяется необходимостью решения научной проблемы совершенствования приемов и способов изучения и оценки состояния геологической системы в процессе добычи газа путем комплексного использования геологической, геофизической и промысловой информации.

ЦЕЛЬ ИССЛЕДОВАНИЙ. Изучить и обобщить результаты геолого-геофизического мониторинга, проводимого в течение 25 лет эксплуатации Медвежьего месторождения, с целью его совершенствования и распространения на другие сеноманские залежи региона. Выявить основные закономерности изменения геологической системы в процессе разведки и разработки месторождений.

Для достижения цели решались следующие задачи:

- установить идентичность геологического строения сеноманских залежей, содержащих основные запасы газа;

- разработать методику определения коллекторских свойств сеноманских продуктивных отложений месторождений Крайнего Севера;

- определить коэффициенты газоотдачи обводненных пластов с учетом изменчивости их геологических характеристик;

т

- разработать нетрадиционные методические приемы обработки геологической, геофизической и промысловой информации для определения коэффициента конечной газоотдачи, дебитов скважин, продвижения газоводяного контакта (Г-ВК) и других основных геолого-промысловых показателей разработки.

МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ. В основе работы лежат материалы, собранные лично автором и под его руководством в течение 1975-1997 гг., которые содержат данные керновых исследований, материалы промысловых, геофизических и газодинамических исследований скважин по месторождениям Крайнего Севера -Медвежьему, Уренгойскому, Ямбургскому, Юбилейному, Ямсовейскому, Бованенковскому:

- материалы более 10000 исследований образцов керна, выполненных в Главтюмьенгеологии (1965-1972 гг.);

- результаты интерпретации ГИС более чем по 100 разведочным скважинам, полученные в Главтюменьгеологии (1969-1982 гг.), в тресте Севергазгеофизика (1975-1994 гг.), Научно-технологическом центре предприятия Надымгазпром (1995-1997 гг.);

- геофизические данные более чем по 100 наблюдательным скважинам, причем по многим скважинам выполнено 20-30 замеров нейтронными методами каротажа; только по Медвежьему месторождению изучение процесса вытеснения газа водой, контроль за газонасыщенностью и движением ГВК регулярно проводится с 1975 года в 47 наблюдательных скважинах, при этом проведено более 1000 исследований методом НГК, а в 200 эксплуатационных скважинах выполнены замеры методами газодинамического каротажа, причем во многих скважинах неоднократно; эти исследования и интерпретация результатов выполнены в тресте «Севергазгеофизика» и предприятии Надымгазпром.

-результаты стандартных устьевых газодинамических исследований, проводимых геологической службой предприятия Надымгазпром (ежеквартально 500 скважин), и специальных газодинамических исследований (40-50 скважин в год), проводимых ТюменНИИГипрогазом (1985-1992 гг.) и Научно-технологическим центром Надымгазпрома (19931997 гг.).

Кроме этого привлекались материалы, представленные в тематических отчетах, подсчетах запасов газа, проектах разработки, выполненных во ВНИИГазе (1971, 1975 гг.), Главтюменьгеологии (1969, 1982 гг.), ТюменНИИГипрогазе (1981, 1982, 1986, 1987, 1988, 1996 гг.), тресте «Севергазгеофизика» (1984-1993 гг.), научно-технологическом центре предприятия Надымгазпром (1993-1997 гг.).

Главной особенностью диссертации является то, что в ней использован практически весь объем геологической, геофизической и промысловой информации по Медвежьему газовому месторождению за 25-летний срок его эксплуатации (1972-1997 гг.).

В работе для решения поставленных задач использованы апробированные геолого-промысловые и геофизические методы, а их обработка проведена методами математической статистики, теории вероятности и нефтегазопромысловой геологии с применением ЭВМ.

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Изучение геологического строения и петрофизических характеристик сеноманских залежей газовых месторождений Крайнего Севера позволило установить их подобие и разработать единый методологический подход к определению фильтрационно-емкостных свойств пород методами промысловой геофизики.

2. На основе результатов геолого-геофизического мониторинга геологических систем (на примере Медвежьего месторождения) установлена статистическая зависимость коэффициента остаточной

газонасыщенности и конечной газоотдачи обводненных пород от их литологической характеристики.

3. Нетрадиционные многофакторные методики анализа и интерпретации геологической, геофизической и промысловой информации, разработанные и внедренные в практику для решения задач разведки, освоения и контроля за разработкой газовых месторождений.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА РАБОТЫ. ЛИЧНЫЙ ВКЛАД. Работа является первым крупным для Крайнего Севера научным обобщением единого системного подхода к изучению и уточнению геологического строения сеноманских газовых залежей, контролю за разработкой месторождений на основе комплексного использования имеющейся геологической, геофизической и промысловой информации. Наиболее значимые положения в ней следующие.

1. Используя теоретические исследования М.В.Кобрановой, А.А.Ханина, М.М.Элланского и др. в области петрофизики горных пород, получены зависимости между коллекторскими свойствами пород сеноманских газовых залежей Крайнего Севера и на основе кусочно-линейной аппроксимации этих зависимостей выделены три литолого-петрофизические группы пород.

2. Опираясь на теорию электрических методов каротажа, разработанную Б.Ю.Вендельштейном, В.Н.Дахновым, С.Г.Комаровым, установлено, что для проведения попластовой интерпретации продуктивного разреза сеноманских отложений необходимо использовать метод бокового каротажа и малые градиент-зонды А0,4М0,Ш и А1,0М0,Ш из комплекта зондов БКЗ с целью определения фильтрационно-емкостных свойств пластов толщиной 0,4 м и более.

3. На основе представлений В.И.Ермакова и А.Н.Кирсанова о схожести геологического строения сеноманских продуктивных отложений с помощью методов математической статистики путем сравнения

зависимостей типа «керн-керн» и «керн-геофизика» установлена идентичность этих отложений, что позволило обосновать единый методологический подход к определению коллекторских свойств сеноманских отложений методами промысловой геофизики.

4. Опираясь на известные методы математической статистики по сравнению двух или нескольких случайных величин, удалось обосновать применение статистического критерия «хи-квадрат» при сравнении множества коэффициентов газонасыщенности по результатам временных исследований скважин методом нейтронного гамма-каротажа для исключения случайных колебаний и изучения закономерностей, происходящих в пластах в процессе вытеснения газа водой.

5. Опираясь на результаты работы по изучению изменения физических свойств горных пород в околоскважинных зонах, полученные Н.Н.Михайловым, и используя методы теории вероятностей и результаты определения по геофизическим данным ФЕС зон, удаленных от ствола скважины на разное расстояние, разработан комплексный геофизический параметр Пг, который позволяет выделять газоотдающие интервалы (а. с. СССР № 1625224).

6. На основании анализа существующих методов контроля за разработкой газовых месторождений впервые предложено использовать такие параметры, как начальные линейные и удельные линейные геологические запасы газа над текущим положением ГВК, которые легко могут быть пересчитаны в текущие запасы газа на любую дату, что позволяет оперировать при анализе фиксированными величинами в отличие от извлекаемых запасов, изменяющимися в процессе разработки залежи, и осуществлять тактическое и стратегическое планирование управлением процесса разработки газовой залежи на любом временном отрезке.

7. Используя теоретические исследования З.С.Алиева, С.Н.Закирова, Г.А.Зотова, Ю.П.Коротаева, Б.Б.Лапука, А.И.Ширковского и др., разработан способ совместной интерпретации газодинамических и промыслово-геофизических исследований скважин для оценки дренируемой толщины газовой залежи в районе расположения каждой скважины, что дает возможность оперативно управлять разработкой залежи и повысить коэффициент конечной газоотдачи.

8. Исходя из анализа существующих схем графических представлений состояния эксплуатируемой газовой залежи, разработан и запатентован (патент РФ № 43162) способ представления такой информации в виде текущего состояния фонда скважин, где представлены практически все данные, необходимые для управления процессом разработки месторождения на любой стадии его эксплуатации, в частности, качество цементажа по каждой скважине, результаты гидрохиманализа, положение текущего газоводяного контакта, техническое состояние ствола скважины и т.п.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ.

1. Разработанная автором методика определения коллекторских свойств пород сеноманских отложений в условиях тонкослоистого строения разреза по результатам исследования скважин одним методом электрического каротажа, свободного от влияния экранных эффектов, используется на Медвежьем, Ямбургском, Юбилейном и Ямсовейском месторождениях.

2. На примере Медвежьего месторождения разработан вероятностно-статистический способ определения начальных геологических запасов газа объемным методом для сеноманских продуктивных отложений.

3. Разработан и внедрен на Медвежьем месторождении метод определения текущего и конечного коэффициентов газоотдачи пластов в обводненной части разреза.

4. На Медвежьем месторождении создан банк данных для определения газоотдающих интервалов по всем эксплуатационным скважинам (а. с. № 1625224).

5. Разработаны и внедрены способы графического представления полной информации о текущем состоянии фонда скважин (патент РФ № 43163), положении текущего ГВК (патенты РФ № 43165 и №43168), геолого-геофизических данных, отражающих состояние разработки залежей (патент РФ № 43160).

6. Предложенный автором способ совместной обработки результатов геофизических и газодинамических исследований скважин применяется на Медвежьем месторождении с целью регулирования добычи газа в процессе эксплуатации для достижения максимальной величины коэффициента конечной газоотдачи как по отдельным участкам, так и по месторож