Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Научные основы создания и проведения системного геолого-географического контроля за разработкой газовых залежей

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

Автореферат диссертации по теме "Научные основы создания и проведения системного геолого-географического контроля за разработкой газовых залежей"

т/о¿ШНСкй^ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ И 'Т ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И Г (ТЮМЕННИИГИПРОГАЗ)

1|^ГИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

На правах рукописи

МАСЛЕННИКОВ ВИКТОР ВЛАДИМИРОВИЧ

УДК 530.832.9:622.245.124

НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ СОЗДАНИЯ И ПРОВЕДЕНИЯ СИСТЕМНОГО ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ (на примере месторождений Севера Тюменской области)

Специальность 040017 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

ДИССЕРТАЦИЯ в виде научного доклада на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ и ПРОЕКТНЫЙ ИНСТИТУТ ПРИГОДНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ (ТЮМЕПНИИГИНРОГАЗ)

Пи праиах рукописи

МАСЛЕННИКОВ ВИКТОР ВЛАДИМИРОВИЧ

УДК 530.832.9:622.245.124

НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ СОЗДАНИЯ И ПРОВЕДЕНИЯ СИСТЕМНОГО ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ (на примере месторождений Севера Тюменской области)

Специальность 040017 - Геология, поиски и разпедка нефтяных и газовых месторождений

ДИССЕРТАЦИЯ п виде научного доклада на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Официальные оппоненты:

д.г.-м.н., проф.Вендельштейн Б.Ю. д.г.-м.н. Хафизов Ф.З. д.г.-млц проф.Корценштейн В.II.

Ведущее предприятие:"ПО Надымгазпром" (г.Надым)

Защита состоится. {Я ОКш&^нР 1995 Г.В1335

на заседании диссертационного совета Д.070.01.01 по защите диссертации на соискание ученой степени доктора наук при Всероссийском научно-исследовательском институте природных газов и газовых технологий (ВНИИГАЗ) по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос.Развилка

С диссертацией в виде научного доклада можно ознакомиться в библиотеке

ВМИИГАЗа.

Диссертация в виде научного доклада разослана _ 1995 г.

Ученый секретарь

диссертационного

совета.к.т.н.

Е.Н.Ивакин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Западно-Сибирский территориальный производственный комплекс до 2050 г. будет оставаться основным газонефтедобывающим районом страны. Для выполнения важных задач по поддержанию высоких уровней добычи и достижению максимально возможной конечной газонефтеотдачи залежей следует сосредоточить усилия на изыскании и совершенствовании теоретических и эффективных прикладных решений по организации действенного геолого-геофизического контроля промышленного освоения залежей углеводородов.

Сложнопостроенные уникальные и крупнейшие по запасам месторождения природного газа Севера Тюменской области расположены в весьма неблагоприятных природно-климатических и инженерно-геологических условиях, что существенно сказывается на степени их разведанности и, как следствие, на достоверности и полноте геолого-промысловой информации, используемой при проектировании их разработки, освоении и эксплуатации.

Специфика разведки (редкая сеть геолого-поисковых скважин, в основном в при-контактной части залежи), опытно-промышленной эксплуатации (расположение скважин в высокопродуктивных зонах), разработки (расположение добывающих скважин в присводовой и сводовой частях структур, бурение одиночных наблюдательных скважин в процессе интенсивного освоения углеводородной залежи) оставляет слабо изученными значительные (до 60-70%) площади газоносности.

На стадии проектирования затруднительно построить реальную геолого-промысловую модель и предусмотреть все особенности поведения разрабатываемой залежи.

В проектах разработки углеводородных залежей месторождений Севера Тюменской области определены некоторые положения по организации контроля за эксплуатацией сеноманского продуктивного комплекса. Вместе с тем, цельной системы контроля в проектных документах нет. Полный комплекс разнообразных и в то же время динамичных контролируемых параметров позволит своевременно установить отклонения от проектного состояния разрабатываемых углеводородных залежей и путем проведения соответствующих мероприятий избежать осложнений их эксплуатации.

В системе общего контроля за разработкой углеводородных залежей все более важное значение приобретают геофизические методы исследования скважин (ГИС-

контроль). С помощью промысловой геофизики уточняют запасы углеводородного сырья, эффективность реализации технологических схем и проектов разработки газовых и газонефтяных месторождений.

Оптимизация комплекса и объемов ГИС, повышение надежности и детальности их интерпретации, увеличение круга промысловых задач, решаемых геофизическими методами, повышение роли наблюдательных, разведочных и эксплуатационных скважин в области геофизического контроля, рациональное распределение объемов и задач, выполняемых различными видами скважин, - это наиболее важные проблемы, стоящие перед геофизической службой отрасли.

Актуальность этих задач обусловлена ростом объемов бурения эксплуатационных и наблюдательных скважин и, как следствие, увеличением объемов ГИС.

Расчетами, выполненными во ВНИИГазе и ТюменНИИгипрогазе, установлено, что конечная газоотдача с разрабатываемых сеноманских газовых залежей Севера Тюменской области составит не более 90%.

Учитывая уникальность запасов газа, повышение газоотдачи на 1-2% равносильно открытию нового крупного месторождения.

Повышение газоотдачи сеноманских залежей тесно связано со своевременным регулированием разработки залежей на основе данных научно обоснованного геолого-геофизического контроля за их освоением.

Диссертация соискателя в форме научного доклада - первое в газовой отрасли теоретическое обобщение опыта организации и проведения системного геолого-геофизического контроля за разработкой газовых залежей Севера Тюменской области. Основной частью проведенного анализа и обобщения являются собственные исследования диссертанта.

Цель работы заключается в создании научных основ системного подхода к проектированию разработки месторождений и комплексному использованию результатов геолого-геофизического контроля для регулирования процессов, происходящих в системе пласт-скважина для оптимизации разработки и наращивания уровней добычи газа в Западной Сибири с высокими коэффициентами извлечения последнего из недр.

Основные залачи исследований:

1. Формулирование главных принципов нового-системного подхода к объектам, методам и технологии ГИС при контроле за разработкой углеводородных залежей в специфичных геолого-промысловых и географо-экономических условиях

месторождедий Севера Тюменской области; разработка и внедрение методических руководств и регламентов, удовлетворяющих найденным требованиям.

2. Создание геолого-геофизической (геолого-технологической) модели объектов контроля на основе классификации пород продуктивных отложений, дифференциации запасов и изучения реальных возможностей методов ГИС.

3. Разработка методик информационного и геолого-геофизического обеспечения ряда задач проектирования и освоения газовых залежей путем комплексирования различных методов исследопания, совершенствования методик интерпретации материалов ГИС и керновых данных, повышения информативности отдельных методов ГИС.

4. Усовершенствование геофизических способов оценки и прогнозирования отработки многопластовой неоднородной продуктивной толщи, а также методов выделения и прогнозирования очагов обводнения газовой залежи с подошвенной водой и отдельных газовых скважин и кустов.

5. Разработка и внедрение в практику ГИС метода высокочувствительной термометрии в неперфорированной наблюдательной скважине, как способа контроля за отработкой газовой залежи.

Успешному решению поставленных задач содействовал высокий уровень отечественной науки в области проектирования и контроля за разработкой газовых и газокон-денсатных залежей.

Значительный вклад в создание научных основ проектирования, принципов освоения и систем разработки газовых и газоконденсатных залежей Севера Тюменской области внесли О.Ф.Андреев, С.Н.Бузинов, Н.А.Букреева, К.С.Басниев, Ю.Н.Васильев, А.П.Власенко, И.М.Габриэлянц, П.А.Гереш, А.И.Гриценко, И.П.Жабрев, О.М.Ермилов, С.Н.Закиров, Г.А.Зотов, М.Я.Зыкин, Л.Д.Косухин, Ю.П.Коротаев, В.Н.Маслов, Е.М.Нанивский, Ю.А.Перемышцев, В.В.Ремизов, А.М.Свечников, Н.Г.Степаиов, Н.Г.Тетерев, В.А.Туголуков, Л.С.Темин, Н.А.Туренков, П.Т.Шмыгля, Н.Л.Шешуков, О.Ф.Худяков, Ю.Ф.Юшков и многие другие.

Наибольший вклад в организацию и внедрение современных промыслово-геофи-зических методов и системного геолого-геофизиечского контроля на разрабатываемых газовых месторождениях Севера Тюменской области сделал М.И.Багринцев, Р.Д.Бон-дарь, Ш.К.Гергедава, А.И.Демьяновский, П.И.Дворецкий, Л.Д.Косухин, А.М.Кузин, С.А.Креч, К.О.Левитский, А.С.Михайлин, С.П.Омесь, Г.Ф.Пантелеев, Л.З.Позин, И.Б.Розенберг, Р.А.Резванов, Н.С.Романовская, А.В.Тюгаев и другие.

Над решением задач количественной интерпретации материалов ГИС на этапах подсчета запасов, проектирования, анализа и контроля за разработкой газовых месторождений Западной Сибири работали геофизики В.Х.Ахияров, О.Г.Баркалая, Л.Б.Берман, Л.И.Берман, Б.Ю.Вендельштейн, А.Б.Грубеш, В.И.Ефименко, Р.Жохова, Н.А.Ирбэ, С.П.Каменев, М.Н.Кременецкий, В.И.Конюхов, Т.Н.Кораблева, П.Т.Котов, Е.И.Креч, Е.И.Леонтьев, В.Н.Мищенко, В.Г.Мамяшев, В.С.Нейман, С.П.Омесь, Л.Т.Панченко, Л.З.Позин, Э.П.Такканд, Ю.Г.Тер-Саакян и др.

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач базировалось на результатах разведочного и эксплуатационного бурения. Аналитическая обработка промыслово-геофизических и геолого-промысловых материалов по месторождениям Севера Тюменской области выполнялось на основе системного подхода, регрессионно-корреляционного анализа и специальных геолого геофизических методов исследования.

Научная новизна. В результате комплексных исследований для газовых месторождений Севера Тюменской области решены следующие проблемы:

1. Разработаны научные основы и внедрены на объектах РАО "Газпром" через методические руководства и регламентирующие документы принципы системного геолого-геофизического контроля за освоением газовых и газоконденсатных залежей.

2. Дано теоретическое обоснование использовании высокочувствительной термометрии неперфорированных наблюдательных и долгопростаивающих эксплуатационных скважин для целей контроля за отработкой продуктивных разрезов разрабатываемых сеноманских газовых залежей.

3. Усовершенствована и расширена информационная база геолого-геофизических параметров, полученная благодаря разработанных автором работы методик:

- определения фильтрационно-емкостных и механических свойств коллекторов по данным электрометрии скважин;

- оценки величины депрессии на пласт поданным электрометрии скважин;

- группирования пород коллекторов для достоверной оценки пористости и газо насыщенности и в целом запасов газа при неравномерном выносе керна из продуктивных слабосцементированных пород сеноманских отложений;

- определение остаточной воды на образцах керна способом электрометрии;

- изучения отдачи разнотипных коллекторов по связи "удельный дебит-толщины".

Основные защищаемые научные положения сводятся к следующему:

1. Проектирование и регулирование разработки сложных по строению крупных газовых залежей должно базироваться на данных системно организованного и проведенного гсолого-геофизического контропя. Последний позволяет вносить своевременные коррективы в процессы разработки углеводородных залежей и добиваться их высокой текущей и конечной флюидоотдачи.

2. Усовершенствованы геолого-геофизические модели большенства сеноманских газовых залежей, которые позволяют по новому решать основные задачи промысловой геологии на этапах их доразведки и эксплуатации:

- уточнять геологическое строение залежи и запасы углеводородов путем учета кондиции коллекторов;

- проводить селективное вскрытие неоднородных по ФЕС и литологии пород продуктивной толщи на основе их группирования с индентнчнымн свойствами;

- осуществлять системный контроль за отработкой залежи и внедрением в нее пластовой воды на основе классификации пород продуктивной толщи.

3. Разработаны теоретические основы и широко внедрен в практику ГИС-контро-ля способ высокочувствительной термометрии в неперфорированных наблюдательных скважинах в условиях кустового размещения эксплуатационных скважин.

4. Разработаны новые методы получения геолого-промысловой информации о продуктивном пласте в условиях ускоренного освоения объектов добычи газа (способ определения коллекторских свойств и предельно-допустимой депрессии на пласт по данным электрометрии скважин; способ группирования продуктивных пород коллекторов; способы оценки потенциальной продуктивности газовых и нефтяных скважин; способы выявления зон внутренней глинизации продуктивных пластов; и др.).

Практическая ценность работы. Проведенные научные исследования и выданные на их основе нормативные документы продиктованы практической потребностью в научном обоснований направлений дальнейшего совершенствования систем контроля за разработкой крупных газовых залежей неоднородного строения в специфичных геогра-фо-экономических и геолого-промысловых условиях их освоения. В результате проведенных диссертантом исследований выявлены существенные геолого-геофизические характеристики пород-коллекторов, обуславливающие поведение углеводородных залежей в процессе их освоения; оценены возможности комплекса ГИС и выданы рекомендации, внедрение которых, способствовали оптимизации материальных и людских

затрат при контроле за разработкой газовых залежей, получению достаточной и надежной информации, позволяющей проводить целенаправленное регулирование процессов разработки для повышения конечной газоотдачи залежей.

Реализация в промышленность осуществлялась путем непосредственного использования разработанных автором новых научно-технических решений и технологических процессов при составлении проектов на строительство наблюдательных и эксплуатационных скважин, при проектировании, анализе и контроле разработки, в материалах подсчета запасов газа месторождений Севера Тюменской области, через руководящие документы на уровне Мингазпрома, ВПО Тюмекгазпрома и Главтюменьгеологии /59-69/.

Разработаны и внедрены в промышленность следующие решения и рекомендации, направленные на совершенствование системы геолого-геофизического контроля разработки крупных газовых залежей.

1. Рациональный комплекс промыслово-геофизических исследований в бурящихся скважинах. С 1976 по 1986 г.г. этим комплексом исследовано 260 скважин Медвежьего (РД 95015900-117-88), Уренгойского и Ямбургского (РД 95015900-116-88) месторождений.

Фактический экономический эффект от внедрения оптимального комплекса ГИС-бурение составил 235 тыс.р.

2. Система вскрытия продуктивной толщи в эксплуатационных скважинах (Рационализаторское предложение № 281 от 24.03.1976г.).

С 1976 по 1980 г. избирательное вскрытие перфорацией было выполнено в 310 скважинах Медвежьего и Уренгойского месторождения. Фактический экономический эффект составил 915 тыс.р.

3. Способ оценки величины предельно допустимой депрессии на пласт по данным электрометрии скважин ("Методическое руководство по комплексному промысловому и геофизическому изучению условий выноса породы из разнотипных пород-коллекторов в газовых скважинах месторождений Севера Тюменской области", Тюмень, Глав-тюменьгеология, 1977г). Рационализаторское предложение № 232 от 13.12.1976г.

За время внедрения (1977-1980 гг.) этим способом было исследовано 68 эксплуатационных скважин Медвежьего, Уренгойского и Вынгапуровского месторождений с экономическим эффектом 225 тыс.р.

4. Предложения по предупреждению шламово-жидкостных пробок на забоях эксплуатационных скважин Медвежьего, Уренгойского и Вынгапуровского месторождений. Экономический эффект от осуществления комплекса мероприятий по предупреждению образования пробок на забоях скважин и увеличению производитель ности скважин составил 482 тыс.р.

5. Способ контроля и регулирования работы кустов по данным термометрии наблюдательных скважин (рацион.предложение № 141 от 4 июля 1980 г.).

Внедрен на Уренгойском и Медвежьем месторождении в 1982 г. в 45 скважин с экономическим эффектом 132 тыс.р.

С 1981 по 1984 г. комплекс внедрен на Медвежьем и Уренгойском месторождениях в 96 наблюдательных скважинах. Фактический экономический эффект составил 360 тыс.р.

7. Рекомендации по контролю и регулированию разработки Вынгапуровского месторождения.

Выполнены в 1983-1985 гг. в 13 скважинах с народно-хозяйственным эффектом 844 тыс.р.

8. Высокочувствительная термометрия (ВЧТ) в "глухих" наблюдательных скважинах, как метод геофизического контроля за отработкой продуктивного разреза и внедрением подошвенных вод на газовых месторождениях Тюменской области (РД 9510-53-84) (а.с. на изобретение № 1199914).

С 1983 по 1986 гг. ВЧТ внедрена в 355 скважинах Медвежьего и Уренгойского месторождений с экономическим эффектом 661 тыс.р.

9. Технические требования на скважины наблюдательные для геолого-промыслового контроля разрабатываемых сеноманских газовых залежей (РД 9510-30-83).

Внедрены в 32 скважинах Уренгойского месторождения в 1985-1986 гг. с экономическим эффектом 110 тыс.р.

10. Регламент на рациональный комплекс промыслово-геофизических исследований в бурящихся эксплуатационных и наблюдательных скважинах для сеноманской газовой залежи Ямбургского месторождения (РД 9510-45-84). Внедрен в 19 скважинах в 1985 г.

Апробация работы. Основные результаты исследований рассматривались на заседаниях секции промысловой геофизики НТС Мингазпрома СССР (г. Москва, 1974; г.Харьков, 1975; г.Кимры Калининской области, 1977), секции повышения

эффективности геолого-разведочных работ и геофизических методов исследований скважин (г.Москва, 1979; г.Надым Тюменской области, 1982г; г.Кимры Калининской области, 1983; г.Ставрополь, 1990); на Всесоюзном семинаре "Современное состояние методики применения каротажа при подсчете запасов газовых месторождений" (Мин-Рео СССР, НПО "Союзгазгеофизика", ВНИИЯГГ, 1976), на симпозиуме по повышению газоконденсатоотдачи пластов (г.Краснодар, 1977); на секциях ученых советов ТюменНИИгипрогаза и ВНИИГаза в 1974-1995 гг.; на геолого-технических совещаниях газодобывающих предприятиях (ПО Надымгазпрома и ПО Уренгойгаздобыча) в 1980-1995 гг.

По результатам выполненных исследований получено и внедрено авторское свидетельство на изобретение; разработано и внедрено в системе РАО "Газпром" 11 руководящих документов по вопросам промысловой геофизики; создано и внедрено два методических руководства; получена медаль на ВДНХ СССР и дипломы лауреата конкурса НТО нефтяной и газовой промышленности на лучшую творческую работу по освоению нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири в 1979 и 1984 гг.

Всего соискателем опубликовано 72 работы. По теме диссертационного научного доклада использовано: 1 монография, 10 научно-практических обзора, 45 статей, 1 авторское свидетельство, 3 рационализаторских предложений, 7 методических руководств и 4 руководящих документа.

Работа выполнена в ТюменНИИгипрогазе.

Автор выражает признательность и искреннюю благодарность профессорам: Г.И.Амурскому, Б.Ю.Вендельштейну, Г.А.Зотову, В.И.Ермакову, С.Н.Закирову, В.Н.Корценштейну, П.Т.Шмыгле; докторам наук: О.М.Нанивскому, Л.А.Плотникову, В.Г.Ингерману, Р.А.Резванову, Н.Н.Соловьеву, В.К.Федорцову, Ф.З.Хафизову, Л.П.Кирсанову; кандидатам наук: Ш.К.Гергедаве, П.Л.Герешу, Г.Ф.Пантелееву, Ф.Я.Баркуну, О.Г.Баркалаю, А.М.Кузину, З.Д.Ханнанову, М.Я.Зыкину, В.Н.Маслову, Л.С.Темину; главным геологам производственных объединений: В.А.Туголукову, Г.Г.Кучерову, Ю.М.Грачеву, Н.М.Добрынину, а также В.А.Ирбэ, А.И.Демьяновскому, А.И.Березнякову, В.В.Говдуну и др. за помощь и советы по отдельным вопросам проведенных исследований.

ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ СИСТЕМНОГО ПОДХОДА К РАЗРАБОТКЕ И КОНТРОЛЮ ЗА ОСВОЕНИЕМ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ /1,2,4,5,6,7,10,11,51/

Системное мировоззрение, системный анализ как эффективный инструмент исследования сложных объектов в последние десятилетия получили широкое и углубленное развитие в геолого-геофизических науках.

Разрабатываемые месторождения Западной Сибири относятся к объектам, обладающим микро- и макронеоднородностью. В последних наблюдается существенное противоречие между множеством математических геолого-промысловых моделей среды и единственностью реального геологического тела.

Такая задача должна решаться с позиции системного подхода к интерпретации геолого-геофизической информации.

При общепринятом естественно-целевом подходе использования системного анализа (А.Н.Дмитриевский, 1986) в современной геологии объекты природы (в нашем случае залежи углеводородов) и практическая деятельность людей (разработка залежи и контроль за ней) следует рассматривать как системные объекты, находящиеся в диалектическом единстве.

Система разработки включает в себя три подсистемы (системы низшего уровня): добыча газа, конденсата и нефти; контроль за разработкой и регулирование разработки.

Регулирование разработки с помощью комплекса технологических операций и мероприятий осуществляется с целью получения экономически целесообразной добычи дополнительного газа и конденсата и повышения текущего и конечного коэффициента газо-и конденсатоотдачи.

В проектах разработки газовых и газоконденсатных месторождениях излагаются лишь основные положения по организации системы контроля объектов эксплуатаци. В них отсутствует общая структра комплексных системных исследований по контролю за разработкой углеводородных залежей.

Под системным контролем за разработкой газовых залежей подразумевается комплекс научно-обоснованных, практически и экономически целесообразных мероприятий, проводимых на разрабатываемой залежи для изучения переменных параметров,

Рис.1 Структура системы комплексных геолого-геофизических исследований скважин и продуктивных разрезов

ппи П^птиии тяпяи ПЯЧПЯ^Г»Т1ГМ ЦГП^ПЛПЛПЛПии¥ ЧОПР^Й САПАТЧ?» ТгЛЧАил^лЙ

знание которых позволяет своевременно и эффективно осуществлять процессы регулирования разработки с целью повышения конечной газоотдачи.

Основными принципами (элементами) системного контроля являются:

1) рациональность (экономичность) - получение необходимого объема информации при минимальных затратах времени и средств за счет целенаправленных исследований и сбора информации;

2) достоверность - за счет использования геолого-геофизических моделей объектов контроля, созданных на базе знаний деталей геологического строения залежей и технологии их разработки;

3) учет технических возможностей и особенностей применяемых геофизических и геологических методов контроля;

4) отнесение к объекту контроля не отдельных скважин, а частей залежи, различаемых по специфике геологического строения и характеру отработки при их эксплуатации;

5) комплексность (использование данных ГИС в комплексе с другими методами контроля за разработкой залежи);

6) накопление (и использование) данных всех видов информационного обеспечения контроля за разработкой, полученных во времени в процессе всего цикла разведочных и промысловых работ.

Общая структура системы комплексных исследований скважин при решении задач разработки газовых скважин слагается из ряда основных подсистем: объекты исследования; основные виды геофизического контроля; решаемые задачи; источники информации; петрофизическая основа объекта исследования; информационная подсистема; конечный результат (рис.1).

Основные вилы и задачи системного геолого-геофизического контроля разработки углеводородных залежей. На этапах промышленной доразведки газовых залежей, их проектирования и последующей их разработки геолого-геофизические методы исследования скважин обеспечивают: получение достаточной и достоверной геолого-промысловой информации для целей проектирования и корректив разработки; контроль за текущим состоянием разработки; контроль за текущим состоянием фонда скважин и прискважинных зон пласта.

Все комплексы геофизических исследований скважин (ГИС) при этом можно разделить на: ГИС-бурение, ГИС-контроль разработки; ГИС-технический контроль.

В проекте разработки должны четко указываться основные задачи контроля в зависимости от геологического строение, типа месторождений (залежей) и режима их разработки.

Эти задачи могут корректироваться или дополняться в процессе совершенствования проектов разработки, при проектировании мероприятий по ее регулированию.

Комплекс ГИС-бурение решает следующие промысловые задачи: уточняется общее геологическое строение газовой залежи, создается геолого-промысловая модель на основе группирования пород продуктивной толщи, усовершенствуется методика определения фильтрационно-емкостных и прочностных свойств по данным ГИС, уточняются отдельные подсчетные параметры (Кг, Кп, \Уг, Кпр,ДРпред. и др.) и начальные запасы газа, делается прогноз характера отработки и обводнения залежи на основе их геолого-промысловой и газогидродинамической модели, уточняется начальных фон параметров (Кг, Уз, Т °С, Рпл, ГВК и др.), изменяемых в ходе разработки залежи.

Комплекс ГИС-контроль разработки решает следующие задачи: осуществляется контроль за режимом освоения газовой залежи, за внедрением подошвенных вод с целью регулирования процессов обводнения (определение объемов внедрившейся воды, текущий ГВК, оценка режима работы залежи, определения Кг.тек, Кг.о и т.д.), определяется профиль притока (поглащения) газа в скважину и отработки залежи, а также текущие запасы залежи и распределение их по времени, оцениваются эксплуатационные параметры ((^г, Кпр, Кпр Ьэф//<), готовится исходная информация для выбора объектов интенсификации добычи газа, уточняются технологические режимы работы эксплуатационных скважин.

Комплекс ГИС-технический контроль решает следующие задачи: выполняется контроль за состоянием обсадных колонн и лифтовых труб, за качеством (временно) тампонажа обсадных колонн, за состоянием зоны перфорации, ствола и забоев скважин, наличием шламово-жидкостных или песчаных пробок на забое, выявляются возможные перетоки газа за колонной, изучаются механические изменения при-скважинной зоны пласта в связи с добычей газа, изучается характер флюида в стволе скважин в зависимости от времени и технологического режима, определяются уровни и состав флюида.

Источники получения информации.

ТюменНИИгипрогазом и ВНИИГазом совместно с геологическими службами производственных подразделений РАО "Газпром" были разработаны и внедрены в практику работ государственного предприятия "Севергазгеофизика" ассоциации "Газп-ромгеофизика" регламенты на рациональный комплекс ГИС для типовых и специфических условий бурения и разработки скважин /58,59,61-64,65,67,68/.

Комплекс ГИС-бурение.

Информация об объекте исследований (сеноманская газовая залежь) получается по совокупности материалов ГИС в открытом стволе всех категорий скважин, анализа керна разведочных и специальных скважин и данным испытания.

В бурящихся скважинах проводится полный или сокращенный комплекс ГИС.

Полный комплекс в открытом стволе проводится во всех наблюдательных скважинах (кустовых и одиночных), а также в одной вертикальной эксплуатационной скважине куста, если в кусте отсутствует наблюдательная скважина. Данная скважина бурится до отметки на 15-20 м ниже начального ГВК и после освоения оборудуется лифтовой колонной, приподнятой под зоной фильтра и оборудованной воронкой.

Полный комплекс ГИС включает; стандартный каротаж; БКЗ тремя зондами (1Ю,45; 1; 4м); МКЗ, БК, ИК, КВ, резистивиметрия (в одной скважине куста); точечная инклинометрия (замер угла и азимута через 25 м).

Сокращенный комплекс проводится во всех остальных категориях скважин. Ом включает: стандартный каротаж; кавернометрия; каверномер-наклономер (по всему стволу наклонно-направленных скважин); точечная инклинометрия через 25 м.(в наклонных скважинах от 25 до 5-10м).

Керн отбирается в опорных скважинах на нефильтрующихся растворах, в разведочных скважинах, пробуренных на глинистых растворах, и выборочно в наблюдательных скважинах.

С целью контроля разработки сеноманских газовых залежей рекомендовано проводить следующие комплексы ГИС.

В наблюдательных неперфорированных скважинах (определение положения ГВК и температурного режима, контроль за отработкой газовой залежи): высокочувствительная термометрия (приборами ТЭГ-36М или "Глубина-2"), отбивка забоя, РК (НГК-60; ГК; ИННК-40 на дифференциальных задержках 900, 1050, 1250, 1650 /<кс

(по специальному заказу геолого-промысловой службы в скважинах, где по НГК отмечено снижение газонасыщенности в приконтактной зоне).

В наблюдательных перфорированных скважинах (определение положения ГВК и температурногэ режима): шаблонирование, отбивка забоя (ГЮ-50), высокочувствительная термометрия, барометрия, расходометрия (тепловой расходомер); РК (НГК-60; ГК); в остановленой скважине - замеры КВД - прибор останавливается в середине интервала перфорации в течение трех-пяти часов простоя скважины (в зависимости от типов пород); ВЧТ (спустя 3-7 часов после прекращения отбора газа), барометрия, расходометрия, РК, термометрия (после остановки скважины) на 50 м выше и ниже интервала перфорации.

При работе скважин через ДИКТ: расходометрия, термометрия, барометрия, отбор жидкости с забоя на гидрохимический анализ (при необходимости), уточнение конструкции и технического состояния скважины.

Выбор сети наблюдательных скважин.

Для решения каждой из поставленных задач контроля на стадии проектных работ следует предусмотреть контрольную сеть добывающих и наблюдательных скважин, в которые наиболее эффективно проявляются контролируемые процессы (переменные параметры).

Местоположение и число контролируемых скважин уточняются в ходе корректировки проектов разработки и при составлении мероприятий по регулированию процессов разработки.

Полноценную информацию по ГИС-контролю сеноманских газовых залежей можно получить, если использовать весь фонд разведочных, наблюдательных и эксплуатационных скважин.

На сеноманские газовые залежи бурятся контрольные скважины четырех категорий:

1) неперфорированная - для геофизического контроля за текущим газоводяным контактом (ГВК) и отработкой продуктивной толщи при разработке;

2) перфорированная газовая (под давлением) - для контроля за текущим ГВК и отработкой продуктивной толщи разрабатываемой газовой залежи промыслово-геофи-зическими методами;

3) перфорированная - для промыслового контроля за текущим пластовым давлением (Рпл.тек) в контуре и за контуром разрабатываемой газовой залежи;

4) пьезометрическая (перфорированная в водоносной части залежи) - для гидрогеологического контроля за темпами внедрения подошвенных вод в залежь.

Основным критерием густоты контрольной сетки является получение необходимого и достаточного объема информации для построения карт текущих ГВК, объемов внедрившейся воды в залежь, отработки продуктивной толщи, изотерм, изобар.

Выбор сети наблюдений тесно связан с характером контролируемых процессов.

Контроль за внедрением подошвенной воды в залежь следует проводить в геофизических скважинах, плоскость начального ГВК в которых приходится на наиболее водоопасные направления - на чистые песчаники или пески (суперколлекторы), либо в зонах предполагаемых тектонических нарушений. Наблюдение необходимо вести в сетках скважин, расположенных вкрест и по простиранию структуры.

Скважины контрольные для наблюдения за отработкой продуктивной толщи и определения текущих и остаточных коэффициентов газонасыщенности бурятся в зонах залегания низкопроницаемых сильно заглинизированных, либо тонкочередующихся пород, т.е. там, где наиболее вероятна низкая отрабатываемость продуктивного разреза.

Для контроля за продвижением ГВК оборудуются системы скважин (по одной в каждом "кусте" эксплуатационных скважин и в приконтурной зоне по периметру залежи). Скважины, в которых планируется проведение исследований под давлением оборудуются арматурой и стационарными лубрикаторами.

Чтобы информация по наблюдательным скважинам была полноценной, предъявляются повышенные требования к их техническому состоянию (РД 9510-30-83) /67/.

Информационная подсистема.

Задачи, решаемые при интерпретации материалов ГИС. По скважинам сеноман-ских отложений интерпретация материалов ГИС-бурение выполняется для получения базы исходных геолого-промысловых параметров, необходимых при проектировании, анализе и контроле за разработкой газовой залежи.

По результатам ГИС-контроля разработки составляется и анализируются: ежеквартальные карты изобар; карты температур кровли залежи и плоскости ГВК; карты поверхности текущего ГВК и прогноза обводнения; карты и профили отработки газовой залежи, карты прогноза отработки частей залежи; карты объемов внедрившейся воды в залежь.

Комплекс ГИС-бурение должен дать объективную информацию о начальном состоянии газовой залежи до ее разработки. ГИС-контроль разработки должен дать

реальную оценку текущего состояния разрабатываемой залежи для внесения своевременных корректив в ее эксплуатацию. ГИС-технический контроль должен оценить техническую готовность (надежность) фонда для решения поставленных перед ними задач.

Планирование системного контроля.Геолого-геофизические исследования скважин по системному контролю проводятся в соответствии с утвержденной программой и графиками работ.

Исходя из целей и задач разработки, составляется программа работ по контролю за эксплуатацией месторождений.

Система контроля включает: виды и объем исследования (число скважин, подлежащих исследованию полным и специальным комплексом методов), периодичность и порядок исследований скважин месторождения, обязательную регистрацию фоновых значений контрольных параметров (пластового давления и температуры, газонасыщенности, статического уровня воды в скважине и т.д.).

Пернопичность работ в комплексе ГИС-контроль .

Минимальная периодичность исследований определяется в зависимости от решаемых задач, особенностей геологического строения месторождений, темпов разработки, наличия или отсутствия круглый год дорожной сети, технической возможности геофизической службы.

Периодичность работ по ГИС-контролю зависит от исследуемых параметров (ДКгтск, АНгвктек и др.) и определяется разрешающей способностью геофизических методов контроля (НГК-60,ИННК-40) и типом пород, залегающих в плоскости ГВК.

Исходя из типов пород в зоне ГВК, опыта разработки Медвежьего и Уренгойского месторождений периодичность контроля за обводнением залежей может быть максимальной (2-4 раза в год) - в коллекторе 1-го типа; средней (1 раз в год) - в коллекторах II и III типа; минимальная (1 раз в 2-3 года) - в породах IV-ro типа; весьма редкая (один раз в 5 лет) - в породах V типа.

Периодичность замеров скважинной расходометрии во времени иная.

В начале повсеместно проводится расходометрия по всему фонду подготовленных к замерам эксплуатационных скважин (лифтовые трубы подняты - над зоной фильтра, нет клапанов - отсекателей, башмак НКТ оборудован воронкой). В дальнейшем эти измерения выполняются не чаще, чем через 3-5 лет, либо в случаях капитальных ремонтов, перфорации и газовой среде и т.д.

ГИС-техконтроль проводится периодически для исследования всего фонда наблюдательных и эксплуатационных скважин, в профилактических целях для выявления процессов, осложняющих выполнение скважинами своего функционального назначения.

СОЗДАНИЕ БАЗЫ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ ПАРАМЕТРОВ ПРИ

БЕСКЕРНОВОМ ЭКСПЛУАТАЦИОННОМ РАЗБУРИВАНИИ ЗАЛЕЖЕЙ.

КЛАССИФИКАЦИЯ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ ПРОДУКТИВНОЙ ТОЛЩИ ПО ДАННЫМ ГИС. ПРОМЫСЛОВЫЕ ЗАДАЧИ РЕШАЕМЫЕ НА ЕЕ ОСНОВЕ /1,2,4,5,9,10,13-20,33,37,39.41.43-47,51,53,56,59,62-65/

Близкую к реальной геолого-промысловую модель неоднородной разрабатываемой залежи можно создать, если иметь достоверную информацию о вариациях в колебании фильтрационно-емкостных свойств пород, слагающих залежи, либо иметь поинтервальные опробования разнотипных пластов.

В условиях низкого (в среднем до 13%) выноса керна из разведочных скважин и по.чти полного отсутствия его из эксплуатационных достоверная оценка коллекторских свойств и газонасыщенности пород-коллекторов сеноманской толщи возможна лишь по данным электрометрии скважин, корреляционно увязанных с результатами анализа керна и газодинамических исследований.

Определив рт одним из электрических методов по материалам ГИС, в дальнейшем, используя зависимости Kn=f(/>rn); Po=f(Kn); Po=f(WB); и Kn=f(Keo); Kr=f(Kn); Рн=(Кв,Кг), полученные по данным анализам керна, определяется коэффициент газонасыщенности (Кг). Зная Кг, через параметр Кв.о=1-Кг, определяются другие фильтра-ционно-емкостные параметры (Wb, Кпр, Кгл, ДРпред, Сгл), корреляционно (по керну) связанные с коэффициентом газонасыщенности.

Учитывая, что Кво по керну определяется традиционным методом центрифугирования, которые характеризуются по связям прямого (с помощью аппарата Закса) и косвенного (центрифугирования) методов оценки величин остаточной водонасыщенности, между ними находится величина невязки (±Д) /22/.

Далее,используя зависимости 1-Кво= Кг, корреляционную связь Кво = ККв.о.ц) í 2Д, определяется: открытая пористость Kn=f(Кв.о.ц) ±Д, /20/; эффективная пористость Wr= КпхКг; абсолютная проницаемость Knp=f(Wr) или Кпр=ККг,Кв); массовая глинистость Сгл=ККп),

Через величину рт определяем предельно-допустимую депрессию на продуктивный пласт AP=f(/>rn) /46,56/.

Способ уточнения запасов углеводородов месторождений Западной Сибири по данным электрометрии скважин с использованием зависимостей вида "пористость-остаточная волонасышенность" /20/.

Сущность разработки заключается в установлении по керновым данным зависимости между открытой пористостью и величиной остаточной водонасыщенности гранулярных пород-коллекторов.

Автором проанализированы результаты огромного количества определений пористости и остаточной водонасыщенности (методом центрифигурирования и Закса) на одних и тех же образцах керна отобранных из сеноманских продуктивных отложений Севера Тюменской области. Установлено, что эти параметры взаимозависимы (коэффициенты корреляции 0.67-0.92). Отсюда сделан вполе обоснованный вывод, что параметры пористости и газонасыщенности при подсчете запасов должны рассматриваться и обосновываться взаимосвязанно. Между тем известно, что средние величины этих параметров до сего времени обосновываются в отдельности: пористость - в большинстве случаев по керну, а газонасыщенность - по материалам промысловой геофизики.

Диссертантом предложен следующий метод обоснования параметров пористости и газонасыщенности:

1. По каждой залежи, по имеющимся анализам на одних и тех же образцах, строится график зависимости открытой пористости и остаточной водонасыщенности по центрифуге (по скважинам пробуренных на РНО "Кво" - оценивается по данным аппарата Закса).

Как правило, для построения графика зависимости данных бывает достаточно (особенно в опорных скважинах со сплошным отбором керна), несмотря на то, что оха-рактеризованность разреза керном для расчета средних значений по залежи недостаточна.

2. В зоне предельного насыщения по интервалам, достаточно охарактеризованным керном, устанавливается соответствие газонасыщенности по промысловой геофизике с величиной остаточной водонасыщенности по центрифуге (или Заксу).

3. Определяется газонасыщенность по промысловой геофизике по всем интерпретируемым интервалам.

4. По величине установленной газонасыщенности (в зоне предельного насыщения) по графику определяется пористость интервала и эта величина используется для расчета среднего значения.

типы продуктивных пород-коллекторов

сеноманских газовых залежей месторождений севера тюменской области

составил масаеннмсоп нв

Таблица 1.

Геолого-геофизические модели газовых залежей сеномана месторождений Севера Тюменской области

(на основе классификации пород продуктивной толщи по данным электрометрии [1])

Группа Полгруппы месторождений Процент активных запасов (доля высокопрод. пород) Средняя величина Кп, д.ед. Средняя величина Кг, д.ед. Коэффи циент моно минераль-ности скелета горных пород Степень глинизации пород-коллекторов

Высокопродуктивные Средне-продуктивные Низкопродуктивные Весьма низкопродуктивные

Арктическая Бованенковское; Арктическое; Верх-яе-Тиутейское; Мало-Ямальское 46-74 0,33-0,34 0.75-0,77 2,0 Минимальная

Северо-Тамбейское; Харасавэйское; Геофизическое: Нейтинское 32-50 0,30-0,32 0,67-0,70

Сядорское; Южно- Тамбейское; Утреннее 26-40 0,28-0,29 0,59-0,62 1,4 Средняя

Ново-Портовское; Каменно-Мысское 0 0,27 0,57-0,60 - Максимальная

Северная Заполярное; Ямсо-вейское; ЮжноРусское; Уренгойское; Юрхаровское 64-68 0,31-0,325 0,715-0,740 2,0-2,3 Минимальная

Медвежье; Юбилейное; Ямбургское; Береговое; Находкинское 37-46 0,29-0,30 0,65-0,68 Средняя

Северо-Уренгой-ское; Тото-Яхнн-ское; Ен-Яхинское; Песцовое; Антнпаютинское 29-40 0,28-0,29 0,63-0,66 1,8-2,0

Пангодмнское; Семаковское 15-20 0,28 0,61-0,63 Максимальная

Южная Комсомольское; Еты-Пуровское; Вынгапуровское 52-62 0,37-0,38 0,69-0,72 Минимальная

Муравленковское; Гуокинское; Запад-но-Таркосалинское; Хапампугхгкое 41-43 0,36 0,65-0,66 Средняя

Восточно-Таркоса-линское; Влрьггзн-ское: Тарзс.-'гг.-- 22-29 0,35 0,60-0,61 Максимальная

Предполагается, что в условиях, когда охарактеризованность разрезов керном недостаточна, а интерпретация газонасыщенности по промысловой геофизике на сегодняшний день признается одним из наиболее достоверных способов массового определения этого параметра, изложенный подход для расчета среднего значения пористости является вполне правомерным. Предложение принято к внедрению в Главтю-меньгеологии.

Корреляционные связи, полученные на основе конкретного геолого-геофизического материала по сеноманским залежам, приводятся в работах /1,2, 15, 20, 46, 47,51, 57, 59, 62-65/.

В частности по материалам опорных (пробуренных на РНО) скважин 41-Р, 48-Р Ямбургского и 110-Р Уренгойского месторождений соискателем были получены зависимости для Северной группы месторождений Западной Сибири:

Кп=17,08+9,76 ^/>гп (Н1=0,84; щ=24);

Кп=14,11+0,24 Кг (1*2=0,935; П2=400);

2843 27

Кг=164,84 ................(1*3=0,953; пз=400).

Кп

Аналогично для Южной группы месторождений получены зависимости по материалам опорной скважины 150-Р Ванъеганского месторождения:

Кп=23,4+9,43 \ogpm (1*1=0,89; щ=41);

Кг=4б,75+3,05 Кп (1*2=0,72; П2=202);

Где щ - число пластов по данным ГИС;

П2 - количество керновых определений;

1*1 и 1*2 - коэффициенты корреляции.

Выполненные исследования позволили диссертанту создать базу поинтервальных геолого-промысловых параметров сеноманской продуктивной толщи месторождений Медвежье, Уренгой, Бованенковское, Харасавэйское, а также рассчитать геолого-геофизические модели большинства сеноманских залежей месторождений Севера Тюменской области (рис.2 и табл.1).

Классификация пород-коллекторов по совокупности геолого-геофизических и промысловых данных. Вопросам группирования пород, слагающих продуктивные отложения углеводородных залежей, посвящены труды многих исследователей (Н.А.Ирбэ и Л.Г.Манвельян, 1974; Л.И.Берман, С.П.Омесь, Н.С.Романовская, 1975г; Л.Б.Берман, В.И.Дмитриевский, В.М.Запорожец, 1976 г; В.С.Нейман, Л.Б.Берман, 1976 г;

В.В.Масленников, 1976; Н.Р.Ковальчук и Н.С.Предтечинская, 1977; В.Х.Лхияров, 1984; Л.Н.Кирсанов, 1993; М.М.Элланский, 1978, 1991; и др.).

В основу метода группирования положено:

1) наличие тесных корреляционных связей между данными каротажа (например, /Эгп) и характеристиками ФЕС пластов;

2) выделение по данным рт групп пластов со сходными ФЕС;

3) оценка средних значений параметров для определенной группы пластов по данным различных методов исследований;

4) оценка процентного содержания толщин газонасыщенных пластов каждой группы в разрезе каждой скважины исследуемого месторождения.

Типы пород-коллекторов и их количественные характеристики для различных групп сеноманских газовых месторождений Севера Тюменской области по материалам полученных автором корреляционно обоснованных зависимостей приводятся в работах /1, 2, 14, 16, 18, 38/.

Разработанная автором методика группирования пород продуктивной толщи сено-манской газовой залежи позволила впервые решить основные геолого-промысловые задачи, основываясь на принципах, ранее не используемых. К ним относятся:

уточнение геологического строения залежей и запасов углеводородов путем учета кондиций коллекторов на этапах промышленной доразведки залежи и проектирования ее разработки /17,38,43/;

дифференцированное вскрытие перфорацией пластово-массивной неоднородной продуктивной толщи на основе группирования пород с идентичными фильтрационно-емкостными свойствами, обеспечивающими стабильные высокие дебиты газа и равномерную отработку залежей по разрезу /2,5,18/;

усовершенствование методики контроля за разработкой газовой залежи на основе классификации пород продуктивной толщи и новой геолого-геофизической модели залежи/1,2, 9, 10, 16,41,42/.

Методика учета "кондиционности" коллектора диссертантом использована для уточнения размещения эксплуатационных скважин на Вынгапуровском и Уренгойском месторождениях /17,43/.

Способ расчета запасов газа по среднеарифметическим параметрам, обычно применяемый при подсчете запасов объемным методом, в условиях литологической и фильтрационной неоднородности пород-коллекторов продуктивной толщи, не

достаточно объективен. Он не учитывает значительную дисперсию свойств газонасыщенных пород в связи с неравномерностью выноса керна и развитием коллекторов различного типа.

С целью учета запасов газа в различных типах пород автором диссертации предложена следующая методика /42/. По всем скважинам определяется суммарное содержание коллекторов (V) и их процентное отношение (хО в продуктивной толще. По карте общих эффективных газонасыщенных толщин устанавливается объем пород. В дальнейшем среднее процентное содержание (хО коллекторов различных типов распространяется на весь объем залежи в целом.

Объем каждого типа пород (УО равен:

Щ = \х;/\00

По данной методике были уточнены суммарные запасы газа сеноманское залежи для Медвежьего и Уренгойского месторождений.

Установлено расхождение в сторону завышения на (30%) в подсчетах запасов, выполненных по типам пород и при расчете по средним параметрам (подсчет запасов Главтюменьгеологии). Прирост запасов газа, вычисленный по новой методике, получен в основном за счет коллекторов I и II типов. Разница в подсчетах по средним параметрам и типам коллекторов объясняется плохой охарактеризованностью керном коллекторов I типа.

Усовершенствование метопики контроля разработки газовой залежи на основе промыслово-геофизической модели.

В проектах разработки нередко преобладает упрощенный подход к модели сено-манских залежей. Последние изображаются в виде изотропных сред, либо с учетом площадной неоднородности залежей.

При проектировании разработки Медвежьего, Уренгойского и Вынгапуровского месторождений геологическая модель сеноманской залежи принималась в основном на качественном уровне как массивная залежь, состоящая из коллекторов (пески, песчаники, алевролиты в различной степени глинистые) и неколлекторов (глины, алевролиты сильно глинистые, песчаники и алевролиты сильно карбонатные).

Неоднородность признавалась только с точки зрения переслаивания и замещения проницаемых и непроницаемых пород. Однако, в любом случае принималось преобладание в процентном отношении коллектора над коллекторами, т.е. массивный характер залежи, как для газа, так и для воды.

Выполненная автором классификация пород-коллекторов сеноманских залежей в работах /2,4,5,9,16,17,18,36,42/свидетельствует 0 ШИр0ком спектре пород слагающих продуктивную толщу. Соискателем выделено 5 типов пород: высокопроницаемые (суперколлекторы) (Ia-тип), проницаемые (16), низкопроницаемые (II) и весьма слабопроницаемые (сНГД) (III-IV) и непроницаемые (Утип).

При освоении заглинизированных малопроницаемых пород-коллекторов III-IV, занимающих в объеме сеноманских газовых залежей значительный процент, а также в закольматированных (с зоной внутренней глинизации) высокопористых песчаных породах, следует ожидать значительные величины начальных градиентов давлений, величина которых пропорциональна корню квадратному из проницаемости.

Анализ опыта разработки Уренгойского и Медвежьего месторождений [31,33] свидетельствует о повсеместной и первоочередной отработке коллекторов I типа (/эГп >18 Омм, Кп>0,29 д.е.; Кг>0,68 д.е.) и слабой отработки, с наличием начального градиента давлений, глинистых пород-коллекторов III-IV типов (ргп >12 Омм, Кп>0,276 д.е.; Кг>0,62 д.е.).

Распределение пород в объеме залежи весьма разнообразно. Замещение песчаных пород глинистыми происходит на небольших расстояниях в пределах скважин одного куста, т.е. в 50-70 м.

Тем не менее, общие закономерности в распределении пород разных типов в объеме залежи и ее отдельных частях (свод, присводовая часть, крылья складки, структурные пережимы) все же прослеживаются.

Наиболее проницаемые песчаные породы (I и II тип), в которых сосредоточены основные запасы газа, располагаются, как правило, в сводовой и присводовой частях залежи.

В прикрыльевых частях структур и межструктурных прогибах происходит сокращение общих толщин продуктивных отложений и количества высокопроницаемых пород. Чем ближе к контуру залежи, тем большее количество неколлекторов (глинистых пород) и слабопроницаемых для воды пород (переслаивание глин и алевролитов) выходит на плоскость начального ГВК. Таков же характер "глинизации" продуктивного разреза, а, следовательно, развитие зон начального градиента давления, наблюдается в местах структурных прогибов и "пережимов". Естественно, что в этих частях залежи может быть только ограниченное внедрение пластовой воды по напластованию горных

пород, где относительная проницаемость по воде в несколько раз (и даже на порядок) выше, чем по вертикали.

Внедрение подошвенной воды в газовую залежь происходит по разному: латераль-но по наиболее проницаемым породам I типа, вертикально - путем подтягивания конусов в зонах "литологических окон", где разрезы скважин представдлены газодинамически связанной толщей пород I типа; по заколонному пространству - в случае некачественного цементажа эксплуатационных колонн.

Скважины, вскрывшие "литологические окона", стоят на фронте предполагаемого опережающего внедрения подошвенных вод по вертикали в залежь и являются наиболее удобными для системного контроля за поведением ГВК на весь период разработки.

Система вскрытия разнотипных поро.п продуктивной толши /2.55/

Принятая вначале разработки Медвежьего месторождения практика вскрытия продуктивной толщи единым фильтром, либо путем механического деления вскрываемой части разреза на четыре части с последующим прострелом определенной части разреза не является средством достаточно эффективного освоения залежи.

Разработанная автором классификация пород-коллекторов позволила усовершенствовать систему вскрытия продуктивных объектов. Предложено в каждой отдельной скважине (кусте) перфорировать один из типов и подтипов пород-коллекторов, которые обеспечивают планиремый дебит скважины (куста). Расчетами установлено, что проектный дебит газа (1-1,5 млн.м3/сут) можно обеспечить при вскрытии эффективной газонасыщенной толщины 15,22 и 50 м, соответственно, при перфорации пород 1а, 16, и III типов.

ГИС-контроль естественной продуктивности углеводородных залежей.

Выделение высокопродуктивных зон по комплексу ГИС и геолого-промысловых материалов посвящены работы / 1, 4, 5, 7, 12, 23, 24, 30, 32, 38, 40, 42, 52, 53/.

Опыт освоения крупнейших газовых месторождений Севера Тюменской области свидетельствует, что одной из главных причин, снижающих производительность скважин на этих месторождениях, следует считать искусственную глинизацию (кольматаж) продуктивных разрезов в процессе их вскрытия.

Для выделения зон внутренней глинизации предложено привлекать данные кавер-ho-, электро- и радиометрии (ГГК и НГК).

Такие зоны довольно четко фиксируются качественно по искаженным диаграммам метода собственных потенциалов (ПС) в интервале залегания высокогазонасыщенного

и проницаемого (по данным микропотенциал-зондирования и БКЗ) пласта. Примером зон кольматации, выявленных этим способом, могут служить газонасыщенные пласты верхней части разреза некоторых эксплуатационных и разведочных скважин месторождения Медвежье.

Для увеличения производительности скважин на газовых месторождениях Севера Тюменской области автором на начальной стадии разработки предложено /23,32/:

вскрывать продуктивные отложения на высококачественных растворах с низкой водоотдачей; перфорацию однотипных пород коллекторов производить мощными кумулятивными зарядами (ПК-105,5-6 отверстий на 1 м); широко освоить и внедрить перфорацию в газовой среде.

Контроль за предельными депрессиями и лебитами в газовых скважинах по данным электрометрии.

Знание предельно допустимой забойной депрессии для песков и слабосцементиро-ванных песчанников, которыми представлены основные газосодержащие и газоотдаю-щие породы-коллекторы продуктивной толщи сеномана является одним из основных условий рациональной разработки месторождений Севера Тюменской области.

В условиях значительной (от 0,02 до 4,3 МПа) дифференциации разнотипных пород по величине "ДРпред.доп." автором диссертации совместно с В.К. Федоровцовым (Главтюменьгеология) был разработан новый способ определения предельных депрессий на продуктивные пласты по данным электрометрии и материалов специальных исследований на вынос породы разведочных скважин, на основании которого подготовлено методическое руководство / 46,58/.

Рекомендовано до проведения специальных исследований для каждого типа коллектора по величине удельного электрического сопротивления (рГп) оценивать предельно-допустимую депрессию (ДРпред.доп.) и дебит продуктивных пород, используя уравнение регрессии:

1,5246

ДРпред.доп. = - 0,539 + —-.......(п=31; 1?=0,98)

гп

Предложенная методика, внедренная в системе РАО "Газпром" с 1977г., позволила внести коррективы в технологические режимы большинства эксплуатационных скважин рарабатываемых сеноманских залежей Медвежьего, Уренгойского и Вынгапуровского месторождения и тем самым избежать возможные пескопроявления и их нежелательные последствия.

ВЫСОКОЧУВСТВИТЕЛЬНАЯ ТЕРМОМЕТРИЯ НЕПЕРФОРИРОВАННЫХ НАБЛЮДАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН КАК НОВЫЙ ЭФФЕКТИВНЫЙ МЕТОД КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ /1,3,10,50,59,61/

В специфичных условиях разрабатываемых газовых и газоконденсатных залежей месторождений Западной Сибири стандартные методы (глубинная манометрия, сква-жинная расходометрия) не на должном уровне и не в достаточном объеме решают задачи контроля за отработкой пород-коллекторов продуктивных отложений.

Но картам изобар, полученным по результатам скважиной манометрии, изучается во времени площадное распространение текущих пластовых давлений.

Избирательное вскрытие неоднородных по строению продуктивных пластов, централизованное расположение эксплуатационных скважин (30-40% площади газоносности), незначительное количество наблюдательных за "Рпл" скважин в приконтактных частях залежи не дают по материалам манометрии объемного представления о характере отработки субмассивной газовой залежи.

Стандартным методом геофизического контроля за притоком газа в скважину является расходометрия эксплуатационных скважин. На месторождениях газа Севера Тюменской области она выполняется прибором "Метан-2", в скважинах, где лифтовая колонна не перекрывает интервал перфорации. Фонд подобных скважин составляет 25% общего количества действующих скважин, в среднем одна скважина в кусте эксплуатационных скважин. Анализ материалов расходометрии, выполненный диссертантом в работах /31,33/, показал следующее:

1. Расходометрия скважин характеризует профиль притока газа в зоне фильтра конкретной скиажины, что, в случае избирательного вскрытия, составляет не более 30% общей толщины продуктивного разреза.

2. Основной приток газа в скважину, как правило, происходит из высокогазонасы-щенных коллекторов (1-го типа).

3. Отсутствие притока газа или незначительные притоки приурочены к заглинизи-рованным коллекторам IV типа, либо к плохо освоенным закольматированным высокопродуктивным коллекторам 1 типа.

4. Газ в скважину поступает в среднем из 50% перфорированного интервала продуктивной толщи.

В некоторых остановленных скважинах зафиксированы перетоки газа снизу вверх, что связано с неравномерной отработкой залежи; разность пластовых давлений не превышает нескольких сотых мегапаскалей.

6. По данным расходометрии установлен технологический нижний предел коллек-торских свойств пород (Кп>27%, Кг>46%), отдающих газ в скважину.

Появилась необходимость в поиске дополнительных, достаточно надежных, показателей, характеризующих процесс отработки во всем объеме газовой залежи.

Таким методом явилась высокочувствительная термометрия неперфорированных наблюдательных и долгопростаивающих эксплуатационных скважин, позволяющая фиксировать изменения температуры пород, обусловленные неизотермическими процессами движения газа в пористых средах.

И.А.Чарным (1963 г.) впервые установлено, что изменение температуры при неизотермической фильтрации газа в пористой среде слагается из трех основных эффектов: Джоуля-Томсона, адиабатического расширения и теплообмена с окружающими пласт породами.

Теоретически для газа усредненный коэффициент ег Джоуля-Томсона определяется по формуле Э.Б.Чекалюка /1965г./:

ДТ=-£Г (Рпл-Ртек)=-егАР(0

Для углеводородных газов ег= 2,5-4,0 °С/МПа.

Расчет максимальной (без учета теплообмена с окружающей средой) величины температурного эффекта от адиабатического расширения метана 0/) в связи с падением давления в газонасыщенном коллекторе выполняется по формуле:

ДТ^хД Р (1) =г]а (Рпл-Ртек).

При прочих равных факторах (ДТ, ДР) величина коэффициента адиабатического расширения (17) будет минимальной (0,88 К/МПа) в заглинизированных коллекторах с минимальной открытой пористостью и максимальной (0,159 К/МПа) - в высокопористых коллекторах.

На начальной стадии разработки газовых залежей (АР=0,5-0,6МПа) средняя величина ДТе=2-23 К, а ДТ>/=0,05-0,70 К.

Влияние двух определяющих эффектов (дроссель-эффекта и адиабатического расширения) на величину термоаномалии зависит от точки наблюдения.

Непосредственно в зоне возмущения (зона отбора газа) основной эффект (9596%) - эффект Джоуля-Томсона. В неперфорированных наблюдательных одиночных

скважинах, удаленных от эксплуатационных скважин более чем 1-2 км, основной эффект - адиабатическое расширение газа

ДТ= >/ДР при Кп=соп51.

Теория неизотермических процессов, происходящих в разрабатываемых газовых залежах, развитая в трудах Э.Б. Чекалюка (1965 г.), А.И.Маркова (1972-1986 гг.) и других исследователей, автором диссертации с 1980 г. использована применительно к кустовому размещению эксплуатационных скважин на разрабатываемых сеноманских залежах Медвежьего и Уренгойского месторождений.

В кустах действующих скважин термоаномалии обусловлены одновременно -дроссель-эффектом и эффектом адиабатического расширения газа. В объеме разрабатываемой залежи главное-эффект адиабатического расширения газа; его незначительная величина требует приборов высокой чувствительности и точности.

При равномерном отборе газа из куста (46-87 м3/с), обусловленном технологическими условиями и плановыми заданиями, следует ожидать прямую связь между падением пластового давления и изменением начального теплового поля в районе куста.

Термограмма, записанная в непефорированной геофизической скважине при постоянном отборе газа из куста, будет воспроизводить во времени кривую распределения забойных давлений в зоне фильтра работающих скважин.

По данным высокочувствительной термометрии в неперфорированной наблюдательной скважине определяют не только границы отрабатываемых частей продуктивной толщи, но и степень (интенсивность) их отдачи. Это подтверждается кореляционным зависимостями: между величинами площади термоаномалий (8) между начальной и текущей термограммой и снижением пластового давления в единицу времени (с!р/(10 для разрабатываемых кустов эксплуатационных скважин, между величиной площади термоаномалии (8) и величинами относительного снижения пластового давления (Ртек/Рнач), а также суммарным снижением отбора газа в кустах (ЭДг) эксплуатационных скважин.

Как новый метод контроля за разработкой газовой залежи высокочувствительная термометрия (ВЧТ) в неперфорированных наблюдательных скважинах по рекомендации автора внедряется на Уренгойском и Медвежьем месторождениях с 1982 г. Проведено свыше 800 скважинно-исследований.

Начальные геотермические градиенты, записанные в наблюдательных скважинах, расположенных впределах определенной части залежи, не затронутой процессами

разработки или до ее разработки, в герметичных скважинах, имеют постоянную (с точностью до сотых долей градуса/м) величину: по разрезу туронских отложений, в газонасыщенной и водонасыщенной частях сеноманской залежи.

Момент, когда отдельные части разреза продуктивной толщи вовлекаются в разработку, устанавливается с помощью корреляционных связей вида AT=f(H), полученных по данным временных термоизмерений.До тех пор, пока начальный градиент не нарушен, сохраняется линейная корреляция между температурой (Т,°С) и глубиной (Н,м) в пределах точности измерения ( 0,1°С) для пород различных стратиграфических подразделений и флюидонасыщения. Граница раздела газосодержащих пластов, вовлеченных в эксплуатацию, от неработающих относительна и определяется чувствительностью регистрирующих приборов (для ТЭГ-36М=0,1°С, для "Глубина-2" 0,01°С и т.д.).

Анализ материалов ВЧТ в наблюдательных скважинах позволил установить динамику отработки продуктивной толщи сеномана как по площади, так и по высоте залежи ( в кустах эксплуатационных скважин, между кустами и вне эксплуатационного поля, на периферийных частях структуры). Изучение характера освоения продуктивных разрезов скважин в кустах по данным временных замеров ВЧТ выполнено в большинстве (82) кустов Медвежьего и Уренгойского месторождения. Установлено, что процент работающих толщин по объему залежи зависит от слагающих ее типов пород, величины отбора газа и снижения пластового давления.

Минимальный процент (в среднем 35-60) работающих толщин отмечен в кустах, разрезы которых сложены переслаиванием сильно заглинизированных пород III и IV типа.

Максимальная отработка ПТ (от 80 до 100%) установлена в кустах эксплуатационных скважин, разрезы которых сложены в основном высокопродуктивными слабоглинистыми коллекторами I и II типа.

Одиночными, внекустовыми, скважинами как на Медвежьем, так и на Уренгойском месторождении, по данным ВЧТ установлен высокий процент работающих толщин (70-100), близкий к кустовым скважинам.

По материалам ВЧТ, полученным в одиночных наблюдательных скважинах, расположенных вне эксплуатационного поля, выявлен широкий диапазон от (0 до 100) изменения процента работающих толщин.

Краткое резюме о возможностях и перспективах внедрения ВЧТ в практику геолого-геофизического контроля

1. Высокочувствителная термометрия неперфорированных скважин позволяет повысить достоверность в выделении работающих толщин, сократить время на определение профиля продуктивности в условиях группирования эксплуатационных скважин и работы их на общую выкидную линию.

2. Если по материалам расходометрии устанавливаются интервалы поступления газа в скважину в зоне фильтра, которые, как правило, не изменяются во времени, то с помощью временных измерений ВЧТ в наблюдательных скважинах контролируется динамика отработки продуктивного разреза значительного объема залежи. В зависимости от местоположения наблюдательной скважины, контролируется отработка той или иной части залежи. По данным ВЧТ наблюдательных скважин впервые удалось выявить характер отработки приконтактной зоны залежи, неперфорируемой по условиям разработки /3,10,50/.

3. На большом фактическом материале ВЧТ, проведенной на Уренгойском и Медвежьем месторождениях, впервые в объеме газовой залежи установлен неравномерный характер отработки разнотипных пород, слагающих продуктивную толщу сеномана.

В пределах чувствительности метода (ТЭГ-36М), при существующей технологии вскрытия и освоения продуктивной толщи, отмечено постепенное, в процессе разработки подключение в отработку заглинизированных пород-коллекторов II, III и IV типа и практическую неработу пород V типа.

4. Появилась возможность оценить вклад каждой эксплуатационной скважины куста, при работе их на общую выкидную линию.

Если работающая скважина приурочена к определенной части разреза продуктивной толщи, то такая возможность реализируется путем проведения ВЧТ в наблюдательной скважине без отключения добывающей скважины. Это подтверждается результатами практического внедрения ВЧТ.

5. В общем случае, когда несколько скважин осваивает одну и ту же часть разреза продуктивной толщи, диссертантом в а.с. № 1199914 /54/ в перспективе предложено проводить поочередное отключение и подключение отдельных скважин куста к шлейфу при одновременном проведении высокочувствительной термометрии в неперфори-рованной наблюдательной скважине.

По величине приращения и знаку изменения температур дается суждение о характере газоотдачи продуктивной толщи и о взаимовлиянии отдельных скважин и кустов.

6. Геофизический контроль за отработкой газовой залежи по замерам в неперфо-рированной наблюдательной скважине предъявляет высокие требования как к методике измерения, так и к надежности самой наблюдательной скважины. Полные термоэффекты, возникающие в связи с разработкой залежи, составляют десятые и сотые доли градуса. Поэтому их регистрация должна проводиться в надежно зацементированных скважинах, термометрами высокого класса точности (0.05-0.1°С), проэта- локированными с помощью ртутных термометров с ценой деления 0.05°С и специального термо-статирующего устройства.

7. Полученная по данным ВЧТ, достоверная информация о характере отработки продуктивной толщи по площади залежи разрез скважин дает возможность отрегулировать процесс разработки: произвести дострелы и перестрелы в газовой среде; перераспределить отборы газа по отдельным скважинам и частям (кустам, батареям) залежи.

ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ /1 -5,9-11,26,27,35,36,41,42,54,58,60,62-65,67-68/

Контроль динамики внедрения подошвенных вод в газовые залежи в процессе их освоения выполняются геофизическими методами (НГК-60, ИННК-40). За подъем ГВК принимается такое состояние обводненного коллектора, когда текущий коэффициент газонасыщенности в нем снижался до 40% и менее.

В качестве нового геофизического метода контроля обводнения залежи соискателем предложено использовать высокочувствительную термометрию в неперфорирован-ной наблюдательной скважине /1,3,54/.

Термометрический контроль ГВК вппоплайлюших залежей. Вследствие высокого теплового сопротивления газовой фазы (для метана ег= 33,3 м.К/Вт) относительно воды (ев = 1,77 м.К/Вт) тепловое сопротивление газонасыщенных пород выше, чем водо-насыщенных. Объемная теплоемкость газов (Су) значительно ниже, чем у водона-сыщенных пород.

При прочих равных условиях, геотермические градиенты газонасыщенной (Гг) и водонасыщенной (Гв) частей залежи относятся, как их тепловые сопротивления:

Гг ег Тв ~7в"

Для сеноманской газовой залежи Уренгойского месторождения это соотношение

1,22.

Различие удельного теплового сопротивления воды и газа, независимость удельного теплового сопротивления от степени минерализации является физической предпосылкой применения термометрии для выявления интервалов обводнения скважин.

Нарушение теплового поля при фильтрации пластовой воды в пористой среде обусловлено, как и в газовом потоке, теми же эффектами: дроссель эффектом и адиабатическим расширением флю.чда при снижении пластового давления в процессе разработки залежи.

При интенсивном внедрении пластовой воды в газовую залежь под действием гидродинамического напора температура в законтурной части залежи будет увеличиваться

согласно формуле Джоуля-Томсона на ДТ = ев ДР, где ев - коэффициент, имеющий отрицательный знак и численно равный 0,18-0,24 К/МПа.

Внедрение пластовой воды в залежь вызывает уменьшение геотермического градиента и появление на временных термограммах выше плоскости "газ-вода" дополнительных (не связанных с литологией) точек излома. Поскольку величина коэффициента £в незначительна, то пропорциональная ей величина "ДТ" будет значимой лишь при существенном снижении пластового давления в законтурной части залежи.

Фактическое состояние обводненности разрабатываемых газовых залежей по материалам ГИС-контроля и гидрохимии.

Установлено 3 основных фактора, влияющих на характер обводнения залежей и отдельных эксплуатационных скважин: естественный подъем конусов подошвенных, вод в зонах "литологических окон", выпадение и скапливание конденсационных вод на забоях работающих скважин, качество цементирования эксплуатационных колонн.

Медвежье месторождение. Значительный (до 4 и более МПа) перепад давления между водоносной и газоносной частью в кустах эксплуатационных скважин при наличии в плоскости ГВК "литологических окон", некачественное цементирование башмака обсадных колонн (в 35% скважин), бурение скважин (вопреки проекта разработки) ниже плоскости начального ГВК явились причиной значительных конусов подошвенной воды под кустами эксплуатационных скважин ввиде выпуклой поверхности.

Максимальный подъем ГВК (по высоте залежи 80%) на месторождении на 1.01.95г. отмечен в скв.51 (58,2 м) и скв. 67(65,8 м) в юго-восточной части района УКПГ-2-3 в зоне распространения "литологического окна" со значительной вертикальной проницаемостью по разрезу, газодинамически хорошо связанного с полем эксплуатационных скважин.

По структуре, в соответствии с величиной отбора и снижением пластового давления, четко выделяются три воронки депрессии и зеркально им - конуса подъема пластовых вод.

Присводовая часть Южного поднятия - ДР до 7,3 МПа, подъем ГВК 55-67 м.

Центральная часть структуры - ДР = 7,7 МПа, подъем ГВК - до 41 м; (скв.91) Ны-динское поднятие - ДР=7,1 МПа и ДН до 36 м (скв.83).

Положительной воронке депрессии (ДР до 5 МПа) в районе УКПГ-8 между Ны-динским и Центральным поднятием соответствует зона отсутствия внедрения пластовых вод в залежь.

Скорости подъема ГВК на месторождении изменяются от 0 до 4 м/год. В скважинах, где приконтактная зона сложена высокопроницаемыми породами (1,11 типов), она составляет 2-4 м/год; в заглинизированных коллекторах (Ш,1У-го типов, 1-2 м/год; в глинах (У-й тип) равна нулю.

По высоте залежи средний подъем текущего ГВК составил в районе ГП 1-4 - 1620%; ГП5-8 - до 34%, ГП9 - до 33%. В этих условиях нижние отверстия перфорации абсолютного большинства фонда эксплуатационных скважин находятся вдали от поверхности текущего ГВК.

Систематические замеры текущих ГВК с 1972 по 1994 гг. выполнялись в 48 геофизических наблюдательных скважинах, из них в 23-одиночных и 25-кустовых.

Выявлено, что практически стягивания контура газоносности по всему обширному периметру залежи практически не происходит. Подъем ГВК в одиночных скважинах вне зоны отборе (исключая скв.51 и 67) незначителен. Анализируя подъем ГВК за весь период разработки, установлены максимальные темпы обводнения в начальной стадии и постепенный спад его после отбора 50-60% от начальных запасов газа.

За все время разработки не отмечен подъем ГВК в 11 контрольных скважинах, в 24 скважинах текущий ГВК стабилизировался. Подъем ГВК в последние годы продолжается в 11 наблюдательных скважинах, из них в 7 - кустовых.

Анализ материалов гидрохимии на 1.01.95г. показал, что из 344 исследованных скважин, только в одной скважине (219) получена пластовая вода с минерализацией 18-20 г/л; в 69% скважин - получена конденсационная вода (2м<1 г/л); 31% приходится на скважины с различной смесью конденсационной и пластовой воды.

Получение признаков пластовой воды в продукции большинства эксплуатационных скважин следует связывать с перетоками подошвенных вод по некачественно зацементированному затрубью.

Основной составляющей столбов жидкости, скапливающихся на забоях действующих скважин, является конденсационная вода, снижающая производительность и даже прекращающая работу ряда скважин. По данным ГДК в 87 из 98 скважин отмечены жидкостные и песчано-глинистые пробки, перекрывающие зону фильтра от 2 до 100%.

Таким образом, после 23 лет разработки Медвежьего месторождения по данным гидрохимии и ГИС-контроля активного проявления водонапорного режима неустанов-лено. Более того, как показывает анализ материалов ГИС-контроля и прогноз обводнения, выполненный, исходя из распределения более заглинизированных (П1-1У) типов

пород, слагающих в основном верхнюю часть залежи, до 2010 г. будет наблюдаться резкое снижение темпов внедрения подошвенных вод, вследствие чего будут полностью обводнены за счет подъема конусов пластовой воды лишь единицы эксплуатационных скважин.

В условиях подающей добычи газа сеноманская залежь будет в основном осваиваться при газовом режиме. Последнее предполагает ускоренный ввод компрессорных станций для поддерживания резко подающей энергии пласта и планируемых уровней добычи газа. Очищение забоев скважин от жидкостных и шламово-песчаных пробок -основная задача капитальных ремонтов действующего фонда скважин в этот период.

Целесообразно в связи с их неэффективностью большинство одиночных неперфо-рированных геофизических скважин перевести в фонд эксплуатационных, либо наблюдательных за "Рпл".

Уренгойское месторождение. Интенсивные (на 30-40% выше проектного) отборы газа из собственно Уренгойской площади в начальный период разработки (до 1990 г.) вызвали активное проявление сеноманского водоносного бассейна, подстилающего залежь. Исследования пъезометрических скважин 200, 201, 202, расположенных на западном крыле за пределами контура газоносности, показали, что упругая полна, вызванная разработкой сеноманской газовой залежи, распространилась по площади на растоянии 4 км от контура газоносности, а по толщине подстилающих водонасыщенных пород - до 200 м от начальной поверхности ГВК.

К январю 1995 г. на месторождении проведено свыше 1000 скважинных исследований методами радиометрии с целью геофизического контроля за ГВК.

Подъем ГВК выявлен в 32 кустах эксплуатационных скважин и колеблется от 35 м (куст 15 УКПГ-1) до 18 м (куст 1015 УКПГ-10). Установлено, что средняя скорость внедрения пластовых вод в кустах изменяются от 0,5 (кусты 16 и 21) до 2,2 м ( кусты 15, 18, 22) в год в зависимости от типа пород-коллекторов, выходящих на плоскость ГВК, толщины и площади распространения глинистых разделов в плоскость ГВК, качества цементирования скважин.

На 1.06.95г. поверхность текущего ГВК в зоне размещения абсолютного большинства эксплуатационных скважин не достигла уровня нижних перфорационных отверст-вий. Лишь в 11 из 1130 скважин текущий ГВК располагается на уровне или выше перфорационных отверстии на 5-10м. В 49 скважинах его поверхность находится на

расстояниях до 10 м, а в 150 скважинах на расстоянии до 20 м относительно ниже интервалов перфорации.

Анализ динамики продвижения ГВК в совокупности с особенностями геологического строения продуктивного разреза показывает, что реальная возможность частичного обводнения подошвенными водами на дальнюю перспективу сохраняется лишь в 184 скважинах. Основной же объем эксплуатационного фонда будет работать без присутствия пластовой воды в продукции скважин при условии качественного цементирования эксплуатационных колонн.

Этот вывод подтверждается также материалами гидрохимического контроля. По состоянию на 1.06.95г. по сеноманской залежи отобраны и проанализированы пробы выносимой жидкости в 781 эксплуатационной скважине. В зависимости от состава поступающих с газом жидкости весь охарактеризованный фонд подразделяется на четыре категории:

- с минерализацией до 1 г/л (конденсационная вода) -88%;

- с минерализацией до 1-4 г/л (смесь конденсационной и пластовой воды) - 6%;

- с минерализацией до 4-18г/л (смесь пластовой и конденсационной воды) - 6%;

- с минерализацией до 18-19 г/л (пластовая вода) - единичные скважины.

Только в четырех скважинах минерализация выносимой жидкости соответствует

пластовой воде, появление которой связано с продвижением текущего ГВК до нижних отверстий перфорации и выше.

Во всех других скважинах, выносящих смесь различных пропорций пластовой и конденсационных вод, плоскость текущего ГВК находится на расстояниях от 4 до 98 м от интервала фильтра. Как правило, в таких скважинах отмечается низкое качество цементирования эксплуатационных колонн.

Образующиеся зоны обводнения в виде конусов по абсолютному фонду эксплуатационных скважин вплоть до 2010 г. не достигнут нижних перфорационных отверстий. Отработка большей части залежи в период подающей добычи будет происходить в основном при газовом режиме.

Вынгапуровское месторождение. Проявление водонапорного режима установлено в первые годы эксплуатации сеноманской газовой залежи.

Подъем ГВК от 2,0 (скв.12) до 21,8 м (скв.213) установлен в 11 скважинах. Средний подъем ГВК - 10,6 м. В зависимости от типов, пород, слагающих зону ГВК наблюдательных и эксплуатационно-наблюдательных скважин, средняя скорость подъема

ГВК колеблется от 4-6м в год (I тип, скв.130, 147, 213) до О (1У-У тип, скв. 300, 310, 303,304,305,306,130,152,143). Наиболее активное движение пластовых вод происходит в восточной и южной частях залежи. Гидрохимический контроль показал отсутствие признаков обводнения скважин пластовыми водами. Причинами высоких темпов внедрения воды (Зм в год) в ряде скважин с начальной стадии разработки являются высокие темпы отбора газа, плохое качество цементирования колонн, нахождение текущего ГВК в мощных суперколлекторах, а также в связи с проведением перфорационных работ вблизи плоскости ГВК.

ВЫЯВЛЕНИЕ ПОТРЕБИТЕЛЬСКОЙ СТОИМОСТИ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ "ПРОДУКЦИИ" ПРИ РАЗРАБОТКЕ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ /7/

Огромные резервы повышения эффективности освоения газовых залежей, заложенные в оптимизации процессов разработки, базируются на анализе геолого-геофизической и промысловой информации. От полноты и достоверности их сведений во многом зависит конечная эффективность добычи газа (снижение капитальных затрат, повышение коэффициентов газо- и конденсатоотдачи и т.п.).

Геолого-геофизическая информация отражает потребительские качества и характеризуется экономическим эффектом полученным от реализации мероприятий, основанных на знании этой информации.

Воздействие "продукции" геофизических исследований на повышение эффективности газовой отрасли проявляется в удешевлении и ускорении производственных процессов, в повышении качества и эффективности технологических операций, в возможности использования новых технологических приемов.

Использование данных ГИС на этапе проектирования, разработки и контроля за освоением месторождений газа Севера Тюменской области позволило решать большой круг гсолого-промысловых задач, начиная от выбора рационального комплекса геофизических работ, системы вскрытия продуктивных горизонтов перфорацией до контроля технологических процессов работы отдельных действующих скважин, кустов и залежи в целом /1,55,56,57,58-68/.

Внедрение этих разработок в подразделениях РАО "Газпром" позволило получить большой народно-хозяйственный эффект.

Экономический эффект от внедрения разработок автора в области системного геолого-геофизического контроля разработки газовых залежей составил свыше 3,7 млн.р. (в ценах 1991 г.).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ (ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ)

1. Разработаны научные основы организации и проведения системного геолого-геофизического контроля разработки крупных газовых месторждений Севера Тюменской области.

Предложенные в работе принципы системного подхода к контролю за разработкой газовых месторождений путем комплексирования геолого-промысловых и геофизических данных в специфичных условиях эксплуатации залежей с успехом могут быть использованы в дальнейшем при освоении более 50-ти месторождений газа сеноманского комплекса Западной Сибири, имеющих с разрабатываемыми залежами сходные горногеологические и технико-технологические условия.

2. Разработаны теоретические основы и широко (свыше 800 скв.-исследов.) опробован в практике ГИС-контроля на Медвежьем и Уренгойском месторождениях новый способ геофизического контроля за отработкой газовых залежей в специфичных условиях их освоения. Проведением временных замеров высокочувствительной термометрии в неперфорированных наблюдательных скважинах, используя эффект снижения температуры при адиабатическом расширении газа в процессе понижения давления при фильтрации и общем падении давления, в условиях кустового размещения действующих скважин, решаются две промысловые задачи: 1) устанавливаются газонасыщенные дренируемые и обводняющиеся объемы (аналог-метод определения запасов по падению давления); 2) производится термозондирование скважин и устанавливается характеристика работающих газонасыщенных пластов и взаимовлияние скважин в кусте (аналог-газодинамическое прослушивание скважин). Способ защищен авторским свидетельством на изобретение.

3. Оценена потребительская стоимость информации полученной от материалов геофизических исследований скважин и ее воздействие на ускорение технического прогресса за счет удешевления и усовершенствования производственного процесса.

Предложено судить об эффективности работ геофизических предприятий не по объему выполненных исследований в условных единицах либо по их сметной стоимости, а по полноте и достоверности решения определенной геолого-промысловой задачи.

4. На основе комплексной интерпретации материалов ГИС, анализа керна и данных промысловых исследований скважин для целен проектирования, анализа и

контроля за разработкой газовых месторождений Севера Тюменской области усовершенствована информационная база геолого-геофизических параметров, полученная благодаря разработанных автором работы методик:

- определения фильтрационно-емкостных и механических свойств продуктивных коллекторов по данным электрометрии скважин;

- оценки величины предельной депрессии на пласт по данным электрометрии скважин;

- группирования пород-коллекторов для достоверной оценки пористости и газонасыщенности и в целом запасов газа при неравномерном выносе керна из продуктивных слабосцементнрованных пород сеноманских отложений;

- уточнения запасов углеводородов с помощью зависимостей вида - "пористость -остаточная водонасыщенность";

- определения остаточной воды на образцах керна способом электрометрии;

- изучения отдачи разнотипных коллекторов по связи "удельный дебит - толщины".

В условиях низкого и непредставительного для разных типов пород выноса керна из газонасыщенных отложений месторождений Севера Тюменской области, предложенная автором диссертации методика определения фильтрационно-емкостных и прочностных свойств пород и способ их группирования позволили уточнить параметры и запасы Медвежьего, Уренгойского и других месторождений; а также дать более объективную картину объемного содержания разнотипных пород, слагающих продуктивную толщу сеномана.

5. Усовершествован и внедрен в практику освоения Медвежьего и Уренгойского месторождений способ селективного вскрытия неоднородной продуктивной толщи пород сеноманских отложений.

6. Исходя из геолого-промысловых и технологических условий разработки, сформулированы основные задачи контроля за эксплуатацией отдельных скважин и залежей в целом.

7. Усовершенствованы и внедрены как руководящие документы оптимальные комплексы ГИС на этапах детальной разведки, проектирования, анализа и контроля за разработкой углеводородных залежей месторождений Медвежье, Уренгой, Ямбург, Бованенковское, Харасавэнское и др.

СПИСОК НАУЧНЫХ РАБОТ СОИСКАТЕЛЯ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

Основные положения научного доклада изложены:

В монографии:

1. Масленников В.В., Ремизов В.В. Системный геофизический контроль разработки крупных газовых месторождений. - М.: Недра, 1993-303 с.

В обзорах:

2. Масленников В.В. Контроль за разработкой газовых залежей на основе классификации пород продуктивной толщи. Обзор информ. Сер. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. -М.'.ВНИИЭгазпром, -1980, вып.5, 39с.

3. Масленников В.В. Высокочувствительная термометрия неперфорированных наблюдательных скважин - новый эффективный метод контроля за разработкой газовых залежей. Обз.информация. Серия Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, -М.: ВНИИЭГазпром, 1986, вып.З, 56с.

4. Гергедава Ш.К., Косухин Л.Д., Масленников В.В. и др. Комплексные исследования при разведке и разработке газовых месторождений Севера Тюменской области. Обзор.информ.Сер. региональная, разведочная и промысловая геофизика. М.:ВИЭМС 1976, 67 с.

5. Гергедава Ш.К., Масленников В.В., Косухин Л.Д. и др. Комплексные методы изучения продуктивных горизонтов газовых месторождений Севера Тюменской области. Обзор.информ.Сер. Региональная разведочная и промысловая геофизика. 1978, 64с.

6. Масленников В.В., Косухин Л.Д., Гереш П.А. Геофизический контроль за осложнениями в процессе бурения и технического состояния эксплуатационных скважин ( на примере Медвежьего и Уренгойского месторождений). Научн.техн.обзор. Сер. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. - 1981. Вып.9, 40 с.

7. Масленников В.В., Косухин Л.Д., Мормылев В.Е. и др. Экономическая эффективность промысловой геофизики при разработке газовых месторождений. Научн.техн.обзор.Сер. Важнейшее научно-технические проблемы газовой промыш- ленности. -1982 , вып. 1, 44 с.

8. Масленников В.В., Косухин Л.Д., Ханнанов З.Д. Промышленная нефтеносность отложений неокома Уренгойского месторождения по данным промысловой геофизики. Научн.-техн.обзор.Сер. Нефтегазовая геология и геофизика. - М. ВНИИОЭНГ. - 1982, вып. 15, 31 с.

9. Масленников В.В., Косухин Л.Д., Нанивский Е.М. и др. Контроль за внедрением пластовой воды в сеноманскую газовую залежь Медвежьего месторождения. Научн.-техн.обзор.Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, - 1984, вып.10, 49 с.

10. Масленников В.В., Гергедава Ш.К., Гереш П.А. и др. Организация системного контроля за разработкой углеводородных залежей Уренгойского месторождения. Обзор.информ.Сер.Передовой производственный опыт в газовой промышленности, 1987, Вып.7, 43 с.

11. Масленников В.В., Власенко А.П., Овчиников А.Ф. и др. Состояние контроля за процессом обводнения нижнемеловых залежей углеводородов Уренгойского месторождения. Анализ системы контроля разработки. Труды ВНИИГаза, М., 1992, 82 с.

В статьях:

12. Масленников В.В. Об углеводородной аномалии над залежами нефти и газа в Приуральской части Западно-Сибирской низменности. Журнал "Геология нефти и газа", 1965, №12, с.

13. Масленников В.В. К вопросу изучения физических свойств и нефтегазонасы-щенности пород коллекторов Западной Сибири по стандартным зондам. Журнал Геология и геофизика СО АН СССР, 1967, №9, с. 116-117.

14. Масленников В.В. Типы пороц коллекторов Средне-Обской нефтегазоносной области по комплексу геологических и промыслово-геофизических данных. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Типография им.Заболотного, г.Грозный,1971, с.

15. Масленников В.В. Методика определения фильтрационно-емкостных коллекторов продуктивной толщи Медвежьего и Уренгойского месторождений по данным промысловой геофизики. /Геофизические исследования скважин для изучения эксплуатационных параметров газоносносных пластов (тезисы докладов). Секция промысловой геофизики НТС Мингазпрома, Харьков, 1975, с.7-8.

16. Масленников В.В. Классификация пород продуктивной толщи для целен разработки. Секция промысловой геофизики НТС Мингазпрома. Тезисы докладов, Харьков,-1975, с.10-11.

17. Масленников В.В. Методика учета неоднородности коллекторов по фильтраци-онно-емкостным свойствам при проектировании разработки крупнейших газовых месторождений Севера Тюменской области. Сер. Геология, разработка и бурение газовых и газоконденсатных месторождений Сибири. С.,ВНИИГазпром, 1975-Вып. 8, с.45-52.

18. Масленников В.В. Типы пород-коллекторов газового месторождения Медвежье. Сб.ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтегазовая геология. - 1976., Вып.11., с.21-25.

19. Масленников В.В. Определение остаточной водонасыщенности по образцам керна способом электрометрии. Реф.сб.ВНИИОЭНГ, Сер. Нефтегазовая геология и геофизика, 1978, вып.6, с.30-38.

20. Масленников В.В. Уточнение запасов углеводородов с помощью зависимости вида "пористость-остаточная водонасышенность". Информационный листок №288-78. УДК 553.98.04/711 Тюменский межотраслевой территориальный центр научно-технической информации и пропаганды, Тюмень, 1978, 4 с.

21. Масленников В.В. Электрическая модель поровых вод валанжинских залежей Уренгойского месторождения. Труды ВНИИЭГазпрома. Вопросы освоения газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири, 1980, с.47-54.

22. Масленников В.В. Корректировка данных и содержании остаточной воды, полученных методом центрифугирования. Реф.сб. ВНИИОЭНГСер. Нефтегазовая геология и геофизика. - 1982, вып.4, с.17-18.

23. Масленников В.В., Косухин Л.Д., Нанивский Е.М. Никоторые аспекты повышения газоотдачи на разрабатываемых месторождениях Березовского газоносного района. Депонированная рукопись, №92-Д. Ж-л Газовая промышленность, № 10, 1973, с. 13.

24. Клюшин Г.П., Масленников В.В., Шалавин A.M. и др. Прочностные свойства основных типов пород продуктивной толщи Медвежьего месторождения. Проблемы нефти и газа Тюмени. Научно-технический сборник. Вып.20, Тюмень, 1973, с.45-46.

25. Масленников В.В., Стригоцкий C.B. Ремонт газовых скважин на Пунгинском месторождении. Газовая промышленность, № 2, 1974, с.13-24.

26. Масленников В.В., Жилин И.С. Опыт промыслово-геофизичсекого контроля за разработкой гезоконденсатных месторождений Березовского района. Разработка и

эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Реф.сб.ВНИИЭГазпрома, Вып.9, М., 1974, с.3-9.

27. Масленников В.В., Стригоцкий C.B. О газопроявлениях при бурении скважин на Медвежьем месторождении. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. Реф.сб.ВНИИЭГазпрома, Вып.4, М., 1974,с.8-12.

28. Стригоцкий C.B., Масленников В.В. Влияние фактора поглощения промывочной жидкости на выбор конструкции скважин на Медвежьем месторождении. Бурение газовых и газоконденсатных месторождений Реф.сб.ВНИИЭГазпрома, М., 1974, вып.6, с.3-7.

29. Масленников В.В., Нанивский Е.М., Стригоцкий C.B. и др. Анализ обводенно-сти скважин Пунгинского месторождения. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Реф.сб.ВНИИЭГазпром, М., 1974, вып.1, с.24-31.

30. Бачурин А.К., Кирсанов А.Н., Масленников В.В. Влияние глинистых минералов на производительность газовых скважин в Западной Сибири. Материалы по изучению и использованию глин АН СССР (октябрь, 1973) Тюмень, 1974, с.34-35.

31. Масленников В.В., Гергедава Ш.К., Косухин л.Д. Особенности работы газоот-дающих интервалов продуктивной толщи месторождения Медвежье. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Реф.сб.ВНИИЭГазпрома, М.,1975, вып.2, с.3-9.

32. Масленников В.В., Косухин Л.Д. О характере выработки продуктивной толщи на Медвежьем газовом месторождении НТС "Проблемы нефти и газа Тюмени", Тюмень, 1975, вып.27, с.26-28.

33. Масленников В.В., Косухин Л.Д. К оценке возможной потенциальной продук-

; I

тивности скважин на стадии их освоения. НТС "Проблемы нефти и газа Тюмени". Тю-

I

мень, 1975, выл.27, с.21-24.

34. Масленников В.В., Стригоцкий C.B. Анализ качества цементирования эксплуатационных колонн в скважинах Медвежьего месторождения. Бурение газовых и газоконденсатных месторождений. Реф.сб.ВНИИЭГазпрома, М.,1976, №5, с.3-9.

35. Масленников В.В., Стригоцкий C.B. Выявление зон поглащения тампонажного

раствора при цементировании обсадных колонн в скважинах Медвежьего месторожде-

i

ния. Реф.сб.ВНИИОЭНГ.Сер.Бурение. - 1976, вып.4, с.25-28.

I

36. Масленников В.В., Косухин Л.Д., Ханнанов З.Д. Использование комплекс! I 1

ных промыслово-геофизических исследований для пересчета запасов крупных газовых

¡сторождений на этапе их разработки. Тезисы докладов Всесоюзного семинара "Со->енменное состояние методики применения каротажа при подсчете запасов газовых ¡сторождений". М.: ВНИИОЭНГ, 1976, с.29-31.

37. Косухин Л.Д., Туголуков В.А., Нанивский Е.М., Кислов С.А., Масленников .В. и др. К вопросу повышения конечной газоотдачи на Медвежьем месторождении, езисы докладов на симпозиуме по повышению газоотдачи пластов г.Краснодар, 18-20 ктября, 1977, г.Москва, 1977, с.56-57.

38. Кирсанов А.Н., Кирсанова Н.С., Лапердин А.Н., Масленников В.В. и др. Опыт оздания информационной базы для решения задач АК "Газпромгеология" в АСУ ТП азработки месторождения Медвежье. АСУ технологическими процессами разработки !есторождений. Тезисы докладов, М., ВНПО "Союзгазавтоматика" - 1978, с.11-13.

39. Туренков H.A., Масленников В.В. Интенсификация добычи газа на Медвежьем деторождении. Бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных мес-орождений Сибири. Труды ВНИИЭГазпрома, М., 1978, Вып.1/10, с.47-51.

40. Косухин Л.Д., Масленников В.В., Нанивский Е.М. Контроль за разработкой месторождения Медвежье. Газовая промышленность. - 1978, № 9, с.11-14.

41. Масленников В.В., Туренков H.A. Опыт промыслово-геофизического контроля за разработкой Медвежьего месторождения. Бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений Сибири. Труды ВНИИЭГзапрома, М., 1978, Вып.1/10, с.41-47.

42. Масленников В.В., Ханнанов З.Д. Группирование пород коллекторов для достоверной оценки пористости при неравномерном выносе керна. - Геология нефти и газа. М., - 1978, № 9, с.14-17.

43. Масленников В.В., Туренков H.A., Ханнанов З.Д. К вопросу доразведки газовых месторождений Севера Тюменской области. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений Сибири. Труды ВНИИЭгазпрома, Вып. 1/11. Моква, 1979, с.16-20.

44. Кирсанов А.Н., Масленников В.В. и др. База данных для АСУ технологическими процессами разработки месторождений. Информационный листок №67-79 УДК 550-8-52. Тюменский межотраслевой центр научно-технической информации и пропо-ганды. Тюмень, 1979, с.4.

45. Масленников В.В., Туренков H.A., Лапердин А.Н. Методика определения фильтраионно-емкостных и механических свойств коллекторов. Геология, бурение,

разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений Сибири. Труды ВНИИЭГазпрома. Вып. 1/11, Москва, 1979, с.25-34.

46. Масленников В.В., Федорцов В.К. Комплексное изучение условий выноса керна пород-коллекторов газовых скважин Севреа Тюменской области. Разведочная геофизика. М., Недра, 1980, вып.90, с. 119-125.

47. Масленников В.В., Ханнанов З.Д. Особенности геологического строения горизонта БУ-8 Уренгойского газоконденсатного месторождения. Реф.сб. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений, М., 1980, № 10, с.7-12.

48. Масленников В.В., Жилин В.М., Панфилова Т.М. Опыт изучения нефтяных оторочек в газоконденсатнонефтяных залежей. РНТС ВНИИОЭНГ "Нефтегазовая геология и геофизика", М.-1980, № 9, с. 12-16.

49. Масленников В.В., Ханнанов З.Д., Ахмадеева З.А. Строение оторочки нефти в горизонте БУю-11 Уренгойского газоконденсатнонефтяного месторождения. РНТС ВНИИОЭНГ "Нефтегазовая геология и геофизика", М., 1980, № 10, с.22-26.

50. Масленников В.В., Демьяновский А.И. Организация и проведение системного геолого-геофизического контроля за разработкой углеводородных залежей месторождений Севера Тюменской области. В кн.: Дистанционные методы в геологии нефти и газа. Труды ЗапСибНИГНИ, JSSN-0202-5035, Тюмень, 1990, с.74-86.

51. Косухин Л.Д., Масленников В.В. Принцип размещения скважин при разбури-вании нефтяных оторочек. Газовая промышленность. 1991, № 1, с.34-35.

52. Масленников В.В., Свечников A.M., Говдун В.В. Эффективность методов ГИС при выделении промышленно-нефтеносных коллекторов неокомских залежей при эксплуатационном разбуривании Уренгойского ГКН месторождения. В кн.: Системный подход при геофизических работах на нефть и газ. Под редакции А.Я. Малыхина, Труды ЗапсибНИТНЦ, Тюмень, 1991, с.

53. Шилов Ю.С., Масленников В.В. Запасы газа месторождения Медвежье и главная причина их изменения при эксплуатации. Российское акционерное общество "Газпром". Информационно-рекламный центр газовой промышленности (ИРЦ Газпром). Газовая промышленность. Серия: "Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений". Отечественный и зарубежный опыт. Экспе-ресс-информация. Вып.1, Москва, 1993,с.1-6.

В авторском свидетельстве:

54. Способ определения профиля продуктивности скважин. Масленников В.В., Ге-еш П.А., Косухин Л.Д. (СССР) A.c.II999I4, СССР, МКИ Е 2IB 47/00. № 652167/22-03; Заявлено 12.10.83 опубл. 23.12.85. № 47-11 Открытия. Изобретения. -985, № 47, с.42-46.

В рационализаторских предложениях:

55. Масленников В.В. Методика селективного вскрытия продуктивной толщи на (еторождениях типа "Медвежье" на основе разделения пород на типы (кондиции). Ра-(ианализаторское предложение № 281 от 24.03.76. Принято к внедрению ПО Надым-азпром 6.04.76.

56. Способ оценки величины предельной депрессии по данным электрометрии :кважин. Рацпредложение № 232 от 13.12.76 г. Принято к внедрению ВПО Тюменгазп-юм 8.02.77г.

57. Масленников В.В., Гереш П.А. Способ контроля и регулирования кустов по кишим термометрии методом определения геотермического градиента в наблюдательной скважине. Рацпредложение принято к внедрению Уренгойгаздобыча 27.10.80г.

В методических руководствах:

58. Масленников В.В., Федорцов U.K. Методическое руководство к комплексному промысловому и геофизическому изучению условий выноса породы из разнотипных пород-коллекторов в газовых скважинах месторождений Севера Тюменской области. Утв. гл.геол. Главтюменгазпрома Л.Д.Косухиным и гл.геологом Главтюменгеологни Ф.К.Салмановым. Тюмень 1997, с. 10.

59. Масленников В.В., Гергедава Ш.К., Позин Л.З. Временное методическое руководство по проведению и интерпретации высокочувствительной термометрии н не-перфорированных наблюдательных скважинах. РД 9510-53-84. Утв. зам.министра Мингазпрома СССР Р.И.Вяхиревым 08.1984.РЭМ Тюмень, тираж 100 экз. Заказ 4019. Введено в действие приказом по ВПО Тюменгазпром № 563 от 16.11.84. Фонды Тю-менНИИгипрогаза (№ 2995Ф). Тюмень, 1984. 98 с.

60. Масленников В.В., Щербинин В.А. Методика промыслово-геофизического обоснования коэффициентов кавернозности различных частей разреза сеноманской газовой залежи Уренгойского месторождения для составления проектоп строительства скважин РД 9510-23-83. Введено в действие с 01.01.84 приказом № 652 от 22.12.83 по ВПО Тюменгазпром зам.нач.,гл.геологом Л.Д.Косухиным. Фонды ТюменНИИгипрога-за (№ 2758Ф). Тюмень, 1984. 21 с.

61. Гергсдава Ш.К., Косухин Л.Д., Масленников В.В. Методическое руководство по организации и проведению системного геолого-геофизического контроля за разработкой сеноманской залежи природного газа Севера Тюменской области (Уренгойское, Ямбургское месторождение). РД 95015900-116-88. Введено в действие приказом нач. ВИО Тюмснгазпром Ю.А.Топчева № 386 от 27.06.88 и приказом по Союзбургазу № 254 от 7.09.88. Фонды ТюменНИИгипрогаза, Тюмень, 1988. 79 с.

62. Гергедава Ш.К., Косухин Л.Д., Масленников В.В. и др. Методическое руководство по организации и проведению системного геолого-геофизического контроля за разработкой сеноманской залежи природного газа Севера Тюменской области (Медвежье месторождение). РД 015900-117-88. Утв. нач.Главтюменгазпрома Ю.И.Топче-вым 27.06.88г. Введено в действие с 1 сентября 1988 приказом № 254 по Главтюменгазпрому от 11 июля 1988 г. Фонды ТюменНИИгипрогаза, Тюмень, 1988. 53 с.

63. Гергедава Ш.К., Масленников В.В. Методическое руководство по организации и проведению системного геолого-геофизического контроля за разработкой залежей природного газа Уренгойского и Ямбургкского месторождений (неоком) РД 015900-122-88. Введено в действие по ГПУ Тюменгазпром приказом № 48 от 06.02.89г. Фонды ТюменНИИгипрогаза. Тюмень, 1988. 67 с.

64. Грачев Ю.М., Косухин Л.Д., Масленников В.В. и др. Методическое руководство по организации и проведению системного геофизического контроля на период бурения Бованенковского газоконденсатного месторождения. РД 015900-147-91. Утверждено нач.ПРУ Тюменгазпром Ю.И.Топчевым 31.01.91г.. Фонды ТюменНИИгипрогаза, Тюмень, 1991. 75 с.

В руководящих документах:

65. Масленников В.В., Щербинин В.А. Регламент на комплекс промыслово-геофи-зических исследований для разведочных скважин бурящихся на нефтяной основе с полным отбором керна в продуктивной части разреза сеноманских газовых залежей месторождений Севера Тюменской области. РД 9510-20-83. Фонды ТюменНИИгипрогаза (№3059Ф), Тюмень 1984, 5 с.

66. Масленников В.В., Кулявцев В.А., Ярославцев Н.Л. и др. Скважины наблюда-телные для геофизического и геолого-промыслового контроля разрабатываемых сеноманских залежей. Технические требования. РД 9510-30-83. Введено в действие

приказом № 652 по ВПО Тюменгазпром (нач.Топочев Ю.И.) от 22.12.83г. Фонды Тю-менНИИгипрогаза (№ 2760Ф), Тюмень, 1984, 10 с.

67. Масленников В.В., Кузин A.M., Баркалая О.Г. и др. Регламент на рациональный комплекс промыслово-геофизических исследований в бурящихся эксплуатационных скважинах на валанжинские газонефтяные залежи Уренгойского месторождения. РД 9510-31-83. Утв. нач.геологического управления Мингазпрома И.П.Жабревым от 11.10.83г. Введен в действие приказом № 652 по ВПО Тюменгазпром от 22.03.83г. Фонды ТюменНИИгипрогаза (№ 2759Ф), Тюмень, 1983, 7 с.

68. Масленников В.В., Щербинин В.А., Баркалая О.Г. Регламент на рациональный комплекс промыслово-геофизических исследований в бурящихся эксплуатационных и наблюдательных скважинах для сеноманской газовой залежи Ямбургского месторождения. РД 9510-45-84. Введен в действие с 01.07.84г. приказом по ВПО Тюменгазпром № 393 от 19.07.84г.. Утв. нач.геологического управления Мингазпрома И.П.Жабревым. Фонды ТюменНИИгипрогаза (№ 2962Ф), Тюмень, 1984г. с.

Соискатель Г}*! f В.В.Масленников