Разработка методики определения газосодержания и продуктивности сложных коллекторов-объектов закачки и отбора газа в подземных газохранилищах

Писклов, Сергей Сергеевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка методики определения газосодержания и продуктивности сложных коллекторов-объектов закачки и отбора газа в подземных газохранилищах
ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Разработка методики определения газосодержания и продуктивности сложных коллекторов-объектов закачки и отбора газа в подземных газохранилищах"

На правах рукописи

ПИСКЛОВ СЕРГЕЙ СЕРГЕЕВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗОСОДЕРЖАНИЯ И ПРОДУКТИВНОСТИ СЛОЖНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ - ОБЪЕКТОВ ЗАКАЧКИ И ОТБОРА ГАЗА В ПОДЗЕМНЫХ ГАЗОХРАНИЛИЩАХ (на примере Кущевского ПХГ)

Специальность 25.00.10 - геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Краснодар 2005

Работа выполнена в ОАО «ГАЗПРОМ» ООО «Газпромгеофизика» ПФ «Кубаньгазгеофизика» и Кубанском государственном университете на кафедре геофизических методов поиска и разведки

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Дембицкий Станислав Иосифович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Коноплев Юрий Васильевич

кандидат геолого-минералогических наук Прошляков Сергей Львович

Ведущая организация: ООО «Нефтяная компания «Приазовнефть» (г. Краснодар)

Защита диссертации состоится 23 декабря 2005 г. на заседании диссертационного совета Д 212.101.09 по геофизике, геофизическим методам поисков полезных ископаемых Кубанского государственного университета по адресу: 350040, г. Краснодар, ул. Ставропольская 149, ауд. 231.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке Кубанского государственного университета.

Автореферат разослан » /-¿С 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук

Лоее-t ОО/УМУ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В последние годы в Российской Федерации подземные хранилища газа (ГГХГ) приобрели важное стратегическое значение. Значительная часть бюджета страны складывается из прибылей, полученных при экспорте топливно-энергетических ресурсов за границу и продажи на внутреннем рынке. Интенсивное освоение газовых месторождений на Севере и строительство магистральных газопроводов в Европейской части России выдвинули проблемы, связанные с регулированием газоснабжения, на первое место. Строительство в Южном федеральном округе газопровода «Голубой поток», важнейшей частью которого стали Кущевское и Краснодарское подземные хранилища газа, предопределило необходимость точной оценки количества закачанного и отобранного из ПХГ газа в новых геолого-промысловых условиях. Выбор Кущевского ПХГ в качестве одного из перевалочных газосборных пунктов был сделан, прежде всего, ввиду его выгодного географического положения и хорошо развитой технологической инфраструктуры региона

Оценка объемов газа в ПХГ традиционно осуществляется определением текущей газонасыщенности объектов закачки и отбора газа промыслово-геофизическими методами. Несмотря на длительный период функционирования ПХГ в нашей стране, эта задача газопромысловой геофизики является достаточно сложной. Особую актуальность эта проблема приобретает в объектах закачки и отбора, представленных сложными коллекторами - с высокой глинистостью, сложным распределением глинистого материала, низким удельным сопротивлением пласта, наличием примесных компонентов и других факторов, затрубняющих правильную оценку фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) таких объектов. Для Кущевского ПХГ эта проблема усугубляется еще и тем, что количественная оценка газонасыщенности пластов-коллекторов осуществлялась только в бурящихся скважинах, а заключения о газосодержании пластов в обсаженных скважинах делались только на качественном уровне.

Изучением степени влияния геолого-промысловых условий на эффективность оценки газонасыщенности пород в сложных коллекторах посвящены работы отечественных ученых Ф.А. Алексеева, А.Н. Басина, Л.Б. Бермана, В.Ф. Бакланов-ской, Б.Ю. Вендельшгейна, И.В. Головацкой, Ю.А. Гулина, A.C. Деркача, В.А. Ени-кеевой, H.H. Михайлова, P.A. Резванова, Ю.В. Коноплева, A.C. Михайлина, С.П. Омесь, Ю.П. Потапенко, Р.И. Клюкиной, И.Г. Шнурмана, В.А. Юдина и зарубежных Segesman, S.A Holditch, W. Fertl, C.W. Tittle, S.D. Joshi и др.

Основными методами геофизических исследований скважин (ГИС), позволяющими оценить изменение газонасыщенности коллекторов в обсаженных не-перфорированных скважинах, являются нейтронный гамма-каротаж (НТК), нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННКТ), импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК). Оценка степени влияния геолого-промысловых условий проведения ГИС и структурно-тектонических, петрографических, петрофи-зических и других особенностей сложных коллекторов на показания нейтронных методов (НК) на циклах закачки и отбора газа является недостаточно разработанной до настоящего времени задачей. Применительно же к условиям Кущевского ПХГ обоснование эффективной методики расчета коэффициентов газонасыщенно-сги коллекторов с учетом имеющихся анализов кернового материала, современного комплекса ГИС, учета газодинамических ипрамгтрав и влияния на показания

3 *Ос.нлцьонл,

БИ6ЛИОТЕМ СПегерЛ»г Л/ Л>|

*» -mhtJO У<

нейтронных методов процессов, происходящих в прискважинной зоне пласта, практически не проводилось.

Целью работы является повышение эффективности использования подземных хранилищ газа за счет увеличения точности определения промыслово-геофизическими методами подсчетных и текущих параметров сложных коллекторов-объектов закачки и отбора газа.

Основные задачи исследований

1. Анализ существующего методического обеспечения при определении газонасыщенности сложных коллекторов-объектов закачки и отбора газа, обоснование объекта исследований.

2 Выявление закономерностей в связях газонасыщенности Кг с водородосо-держанием пористостью Кп и глинистостью Кгл для терригенных коллекторов альбских отложений нижнего мела

3. Разработка методики количественного определения текущей газонасыщенности, продуктивности и газодинамических параметров объектов закачки и отбора газа в Кущевском ПХГ.

4. Опробование предложенных технико-методических решений по определению газосодержания и продуктивности сложных коллекторов в геофизических и действующих скважинах Кущевского ПХГ.

Научная новизна

1. Исследовано влияние вещественного состава, термобарических условий, распределения глинистого вещества на показания нейтронных методов ГИС в обсаженных неперфорированных скважинах Кущевского ПХГ

2. Разработана методика количественного определения коэффициента газонасыщенности и продуктивности сложных коллекторов в обсаженных скважинах Кущевского ПХГ.

3. Обоснованы параметры технологического процесса исследований нейтронными методами ГИС обсаженных скважин ПХГ, учитывающие флюидонасы-щение и газодинамические процессы в пласте, индивидуальные особенности и метрологию промыслово-геофизической аппаратуры.

Защищаемые положения

1. Методика количественной оценки газонасыщенности сложных коллекторов-объектов закачки и отбора газа на ПХГ в приконтурных наблюдательных скважинах.

2. Методика количественной оценки газосодержания и продуктивности коллекторов - объектов закачки и отбора газа в действующих скважинах ПХГ.

3. Способ учета газодинамических параметров объектов эксплуатации ПХГ при оценке текущей газонасыщенности сложных коллекторов.

4. Оптимальная технология и методика проведения геофизических исследований в действующих и наблюдательных скважинах Кущевского ПХГ.

Практическая ценность и реализация результатов

Результаты выполненных автором исследований нашли применение при решении оперативных задач эффективного использования природных резервуаров Кущевского ПХГ, в том числе для оценки методами ГИС текущей и остаточной газонасыщенности объектов закачки и отбора газа, анализа изменений состояния прискважинной зоны пластов-коллекторов, выборе режима использования отдельных действующих скважин и всего ПХГ для обеспечения эффективной и бесперебойной циклической эксплуатации. По предложенной автором методике проведена

интерпретация материалов ГИС в более чем сорока скважинах. Кроме того, усовершенствованы методики проведения исследований и обработки данных газодинамического каротажа, тарировка аппаратуры радиоактивного каротажа (приборы СРК и СРКм), которые внедрены в ПФ «Кубаньгазгеофизика» с 2000 г. Результаты внедрения разработок автора в предприятиях ОАО «Газпромгеофизика» подтверждаются соответствующими документами.

Фактический материал

В основу работы положены результаты исследований автора за период с 1999 по 2005 г. в ПФ «Кубаньгазгеофизика» Исследован керновый материал (в лаборатории НТЦ «Кубаньгазпром») из семи скважин Кущевского ПХГ (343 образца керна) Проведено опробование рекомендаций автора в течение четырех полных циклов отбор-закачка в 5 геофизических скважинах Кущевского ПХГ Проанализировано более 120 тыс метров (более 40 скважин) фактического диаграммного материала ГИС. В работе использованы полевые материалы из фондов ПФ «Кубаньгазгеофизика», ОАО «Кубаньгазпром», результаты исследований, проводимых автором в качестве соисполнителя и руководителя научно-исследовательских работ, проводимых тематической партией ПФ «Кубаньгазгеофизика» в период с 1999 по 2004 г., и данные из научных и технических источников, указанных в библиографии диссертации.

Апробация работы

Основные положения диссертации прошли первичную апробацию на Третьей Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России, г. Москва, 1999 г.; Международной геофизической конференции, «Геофизика 2001», г. Новосибирск, 2001 г.; Всероссийской научной конференции студентов, аспирантов и молодых специалистов «Геологи XXI века», г. Саратов 25-27 марта 2002 г, на заседаниях НТС «Кубаньгазпром» 2001-2004 гг.

Публикации

Содержание диссертации опубликовано в шести работах. Результаты работ по теме исследований изложены также в четырех отчетах, находящихся во Всероссийских геологических фондах и фондах ПФ «Кубаньгазгеофизика».

Содержание работы

Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, общим объемом листов, в том числе таблицы, £é¡ рисунков и списка литературы из ¿^наименований.

Автор выражает глубокую признательность за научное руководство и помощь на всех этапах постановки и написания работы д.т.н. профессору С.И. Дем-бицкому, к.г.-м.н. И.Г. Шнурману, сотрудникам ПФ «Кубаньгазгеофизика» В.М. Хоперскому, A.C. Михайлину за помощь в реализации работы, В.В. Погребняк, fr.В Сибигатулиной! В.Н. Синельниковой, Е.В. Тарасовой, И.В. Браташ, Г.Г. Леще-ву за помощь в обработке и оформлении материала.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проведенной работы, сформулированы задачи и цель исследований.

Глава 1. Эффективность технологий определения методами ГИС текущей газонасыщенности сложных коллекторов - объектов закачки и отбора газа в подземных газохранилищах

Эффективное регулирование потребления и транспортировки газа в значительной мере зависит от правильной эксплуатации подземных газохранилищ. При этом информация о состоянии и свойствах пластов-коллекторов объектов закачки и отбора в значительной мере влияет на выбор технологических приемов, позволяющих наиболее эффективно обеспечить непрерывную и безаварийную работу ПХГ.

Значительный вклад в решение проблем оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов сложного строения внесли в своих работах В.Ф. Бакланов-ская, Т.И. Баренблатт, Б.Ю. Вендельштейн, И.В. Головацкая, В.М. Добрынин, В.М. Енотов, С.С Итенберг, H.H. Михайлов, P.A. Резванов, Ю.В. Коноплев, Г.А. Шнурман, W. Fertl, Dorsey Dave, Meyer Robert, и другие исследователи.

На сегодняшний день известно пять наиболее распространенных методик определения газонасыщенности коллекторов. Это: "Способ опорных пластов с пористостью, совпадающей с пористостью исследуемого газоносного пласта" (Ф.А. Алексеев, Л.Б. Берман, Я.Н. Басин и др.), "Способ газоносного и глинистого опорных пластов" (K.M. Абдуллаев, Ш. К. Гергедава, P.A. Резванов), "Способ водородного индекса (ВИ)" (В.Н. Дахнов, С.П. Омесь), "Способ эффективной (кажущейся) влажности" (P.A. Резванов) и "Способ неявного учета пористости и глинистости пород" (P.A. Резванов).

Дальнейшее развитие технологии определения ФЕС сложных коллекторов получили путем компьютерного и математического моделирования, анализа многоуровневой системы геохимической, петрофизической, геолого-геофизической и технологической информации о скважине и коллекторах (P.M. Тер-Саркисов, Н.Г. Степанов, П.Г. Цыбульский). Однако, в связи со значительным многообразием скважинных и пластовых условий проведения геофизических исследований, универсальной методики оценки фильтрационно-емкостных свойств в коллекторах сложного строения на сегодняшний день не существует.

Кущевское подземное хранилище газа построено на базе выработанного в 1960-1980 гг. газоконденсатного месторождения и является крупнейшим в Краснодарском крае. Это единственное в Российской Федерации подземное хранилище с газовым режимом эксплуатации. Объектами эксплуатации являются коллекторы нижнемеловых отложений, по принятой номенклатуре - la', 1а и I. Пласт I подразделяется в свою очередь на 4 пропластка. Эксплуатация ПХГ проводится циклами, состоящими из 4 режимов работы: закачка газа (май-октябрь), нейтральный период после закачки (октябрь-ноябрь), отбор газа (декабрь-март), нейтральный период после отбора (апрель-май). Время нейтрального периода может изменяться в каждом цикле. Такой режим работы требует проведения ГИС в максимально короткие сроки, при этом требуется провести большой объем геофизических исследований ряда скважин за время простоя газохранилища Объектами для определения текущих объемов газа являются, в первую очередь, обсаженные геофизические скважины с повторными замерами нейтронного каротажа, наблюдательные перфорированные скважины и небольшая часть скважин с открытым горизонтальным стволом на продуктивные пласты с замерами БКЗ, ИК, БК, PK [6]. Исследования экс-

плуатационных скважин методами «ГИС-Контроль» позволяют оценить дебиты пластов в зависимости от их ФЕС и степени освоенности скважин.

Одним из обязательных результатов геофизических работ на ПХГ является заключение о текущей газонасыщенности пластов-объектов эксплуатации. На Ку-щевском ПХГ основной фонд скважин вскрывает только газонасыщенную часть структуры, оставляя невскрытым опорный водоносный II пласт, поэтому количественные определения газонасыщенности пластов-коллекторов Кущевского подземного хранилища газа были проведены только в бурящихся скважинах в открытом ел воле и до настоящего времени заключение о газонасыщенности пластов давались только на качественном уровне. До постановки настоящих исследований главные упрощения и погрешности при определении параметров разработки и эксплуатации Кущевского ПХГ происходили из-за невозможности оценки текущей газонасыщенности нласюв через обсадную колонну по данным ГИС; сложностей при оценке начальной и текущей газонасыщенности в открытом стволе по данным БКЗ, ИК, БК; принятия единого по залежи коэффициента остаточной газонасыщенности, независимого от ФЕС пласта; неучета фактических обводненных эффективных толщин пластов и замена их на средние оценки коэффициента песчанистости (К„ес).

Анализ фактического геолого-промыслового и геофизического материала по скважинам Кущевского Г1ХГ показал, что перечисленные упрощения в оценке параметров объектов закачки и отбора газа вызваны отсутствием соответствующих методических разработок: последние научные разработки в этой области геофизики проводились около 30 лет назад.

Рис. 1 Трехзонное строение залежи Кущевского ПХГ

Проведенный автором анализ аналогии величины приведенной объемной га-зонасьнценности (\№„р) и приведенной эффективной толщины (Ь^) показал, что более адекватно нижнемеловые залежи Кущевского ПХГ описываются величиной

приведенной объемной газонасыщенности, поскольку при этом учитывается глинизация залежи на периферии. Автором, на основании анализа кернового материала, сопоставления замеров ГИС в бурящихся горизонтальных и вертикальных скважинах [3], установлено существование в залежи трех зон, различающихся характером зависимости Wllp=F(ho6ul)' внутренней и периферийной однородных зон, в которых Wnp=const, и промежуточной зоны, где Wnp зависит от ho6lu. При этом установлено, что приведенная объемная газонасыщенность статистически устойчива относительно изменений ho6ul Это связано с тем, что в исследуемой толщине статистически устойчивы средние толщины литотипов коллекторов. Эта величина получила название "асимптотической толщины". На практике она оценивается как минимальная толщина от кровли залежи, начиная с которой отношение Wnp*/ Wnp незначимо отличается от единицы (W„p* и Wnp - значения удельной объемной газонасыщенности фрагмента и полного разреза скважины). Автором предложена трехзональность строения поля Wnp в нижнемеловых залежах Кущевского ПХГ, имеющих этаж газоносности более 5 м (рис.1). Эта зональность обусловлена, по всей вероятности, увеличением роли глинистых прослоев на периферии залежи [5]

Таким образом, использование среднего коэффициента песчанистости (Кпес) в обводняемой части разреза (приведенной эффективной толщины) для оценки параметров эксплуатации не всегда статистически обосновано. Автором показано, что более достоверные оценки этих параметров получаются с использование приведенной объемной газонасыщенности (Wnp) в зависимости от общей толщины нижнемеловых залежей. В этом случае учитывается глинизация разреза. Следует однако отметить, что в случае внедрения пластовых вод в зону максимальных эффективных толщин (это допустимо и на Кущевском ПХГ), использование среднего коэффициента песчанистости в общем случае допустимо.

Глава 2. Построение петрофизических и интерпретационных моделей сложных коллекторов объектов закачки и отбора газа на Кущевском ПХГ

Петрофизические исследования на Кущевском ПХГ выполнены автором совместно с И. Г. Шнурманом в лаборатории НТЦ «Кубаньгазпром» (А.Г. Комаров) на 343 образцах керна, отобранных при бурении скважин № 2, 16, 17, 20, 35, 40, 70, 71 и включают определения: гранулометрического состава пород, карбонатности, пористости общей и насыщения, плотности объемной и минералогической, проницаемости, остаточной водонасыщенности, емкости катионного обмена, относительного сопротивления, параметра насыщения и интервального времени. При определении глинистости, алевритистости и песчанистости пород использован традиционный подход, согласно которому к глинистой фракции относили частицы размером менее 0.01 мм, к алевритовой от 0.1 мм до 0.01 мм и к песчаной -более 0.1 мм. По материалам лабораторных исследований проведена статистическая обработка, построены распределения и сопоставления петрофизических параметров. Результаты работ представлены отдельно по пачкам 1а', 1а, 1М , всем пачкам вместе la'—I и глинистой покрышке [2].

В результате выполненных исследований установлено, что характер изменения петрофизических параметров, закономерности, наблюдаемые при их сопоставлении, для всех пачек объекта закачки в основном совпадают, а имеющиеся незначительные различия параметров связаны с недостаточным объемом сравниваемых выборок. Образцам керна, отобранным из пачек la', 1а, 11.4, соответствуют высокие значения объемной глинистости Кгя, - преимуще-

ственно от 20 до 40%, при среднем значении 28,2%. Отмечается преимущественно гидрослюдистый состав глинистого материала по шлифам; высокие значения объемной алевритистости К^, от 25 до 45%, при среднем значении Кал = 34,8%; низкие значения объемной песчанистости Кпес, изменяющиеся от 0 до 20%, при среднем значении 8,2%; низкие значения объемной карбонатное™ Ккар, в основном от 0 до 5%, при среднем значении Ккар = 2% (исключение составляет пачка 1а, где присутствуют образцы с Ккар до 30%, среднее значение Ккар=14,2%).

Таблица 1

Петрофизические модели

Установлено достаточно равномерное распределение пористости от 18 до 32%, при среднем значении пористости насыщения Кпн,с = 26,6 % и общей пористости Кп°6 = 27,7%. Исследован состав матрицы породы (преимущественно кварцевый): среднее значение минералогической плотности 8НИН = 2.68-103 кг/м приближается к минералогической плотности кварца 2.65 1 03 кг/м3 [2]. Наблюдаемое завышение минералогической плотности образцов связано с присутствием глинистого материала. Если исходить из двухкомпонентной модели (И Г. Шнурман, 200! г.) скелета породы нижнемеловых отложений Кущевского ПХГ (кварц и гидрослюда с плотностью 8ГС=2 87-103 кг/м3) можно рассчитать среднее содержание гидрослюд в породе:

8мин = 5гсКгс + 58Ю2(1-Кгс), (1)

= 2,68-2,65 = или ,3 6о/о, (2)

,с 2,87-2,65

Очевидно, что полученные значения существенно отличаются от среднего содержания пелитовой фракции, равного 28,2%. Установлены умеренные прони-

цаемости пород Кпр, изменяющиеся от 0,1 до 1000 мД, при среднем значении Кпр = = 18,7 мД, с тенденцией увеличения Кпрот верхней пачки к нижней; высокие остаточные водонасыщенности от 25 до 60%, при среднем значении К*, = 40,7%

Автором, совместно со И.Г. Шнурманом, установлено, что глинистым породам покрышки соответствуют- умеренные значения объемной глинистости Кгл от 30 до 45%, при среднем значении 35,7%; умеренные значения объемной алеврити-стости K„„ от 15 до 40%, при среднем значении = 28,7%; низкие значения объемной песчанистости Кпк от 0 до 5% при среднем значении К„ес = 2%; повышенные значения объемной карбонатности Ккар (от 10 до 35%, средняя Ккар = 24,9%); диапазон изменения пористости от 17 до 26%. Средние величины Кпнас = 21% и Кп°® = 21,1% практически совпадают. Выявлен преимущественно гидрослюдистый состав глин покрышки по шлифам; низкие проницаемости Кпр пород от 0,01 до 1 мД, среднее Кпр = 0,33 мД; высокие остаточные водонасыщенности от 45 до 65%, среднее значение Кво=54,3% [5] В табл 1 представлены сводные характеристики предложенной петрофизической модели.

При построении интерпретационной модели исследуемых пластов автором рекомендованы граничные значения пористости и объемной глинистости коллекторов Кущевского ПХГ (табл. 2).

Таблица 2

Граничные значения пористости и объемной глинистости коллекторов Кущевского ПХГ

Граничное значение проницаемости (Кпрго) 1мД

Граничное значение пористости (Кпго) 21%

Граничное значение объемной глинистости (Кгл«,) 14%

Точка «сухих» глин Кп„ннк=19%

Кпглгп< = 13,3%

Точка «мокрых» глин: 36%

При разработке интерпретационной модели нейтронного каротажа автор исходил из известной петрофизической модели водородосодержания пород:

и> = Кп»Квз + Кп*(1-Квз)*шнг+ шгл*Кгл. (3)

Основные сложности определения пористости по материалам нейтронного каротажа в сложных коллекторах Кущевского ПХГ заключаются в необходимости учета искажающих геолого-технических факторов. В известном уравнении интерпретационной модели нейтронного каротажа (4) основные сложности возникают при оценке глинистости, водородосодержания остаточных углеводородов в зоне проникновения и плотностного эффекта:

КПЯ1(= и + ЦКпНКлит*КлИТ) + ДКпщспл , (4)

где Кпнк— нейтронная пористость, Кпщслит - нейтронная пористость и Клит - объемное содержание литологических компонентов, ДКпцклл - поправки за плотносгной эффект.

Установлено, что для нижнемеловых отложений Кущевского ПХГ содержание химически связанной воды составляет около 19%, так как глинистый цемент представлен гидрослюдой, а водородосодержание породы снижено в среднем на 510% за счет остаточной газонасыщенности. Плотносгной эффект уменьшает ней-

тронную пористость на 1,5-2 %. Автором рассчитаны и предложены для использования соответствующие поправки в интерпретационную модель нейтронного каротажа в условиях сложных пластов-коллекторов объектов закачки и отбора нижнемеловых отложений Кущевского ПХГ. Эти интерпретационные модели нейтронного каротажа используются в настоящее время в ПФ «Кубаньгазгеофизика» при обработке геофизических материалов во всех бурящихся и наблюдательных скважинах Кущевского ПХГ[5].

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

Проведенный автором анализ используемых методик определения газона-сышенности показал, что в большинстве случаев они основаны на существенных упрощениях Так, например, современная методика ВНИИЯГ'Г (1996 г.) предполагает использование в качестве опорных - газоносного и водоносного пластов с пористостью, одинаковой с исследуемым пластом. Из теоретических и практических работ известно, что чувствительность метода НГК к изменению водородосодержа-ния пласта (W) максимальна при низких значениях и минимальна при высоких величинах водородосодержания При постоянной пористости и составе скелета значение скорости счета (J) однозначно связано с изменением водонасыщенности Кв или объемной влажности W, = Кп-К„. Вид зависимости величины J от Lg(K„) близок к линейному. Аналогичная закономерность наблюдается и для метода ННКТ. Для газонасыщенных пластов она основана на связи объемной влажности WB и скорости счета J Считается, что при значениях Кп > 0,15 на эту зависимость не влияет пористость исследуемых коллекторов в диапазоне объемной влажности 0,03 - 0,36.

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

Рн* = Jk/Jb = 1 - A Lg (1 - Кг), - (5)

где Р„* - относительный параметр насыщения, J, и J, - соответственно показания НК против газоносного пласта и против этого же пласта полностью насыщенного водой; А - коэффициент пропорциональности, зависящий от условий измерений и применяемой аппаратуры.

Соискателем рекомендуется пользоваться параметром qr, при следующих показаниях против опорных пластов:

q,=(Jk-JB)/(Jr-U (6)

где Jr - показания НК против исследуемого пласта при Кг = 0.6 (максимально возможная газонасыщенность) Тогда для гранулярных нижнемеловых коллекторов Кущевского ПХГ зависимость показаний НГК и НКТ от Кг описывается единой зависимостью вида:

Яг= ■ 0,79 • Lg (1 - Кг). (7)

Эффективное применение данной методики возможно при точном определении пористости опорных пластов. По палеткам Halliburton проведен анализ закономерности изменения водородосодержания для неглинистых коллекторов с пористостью от 0,15 до 0,35 от газонасыщенности и получена соответствующая палетка Кг = F(q, К„ ) (рис. 2).

Рис 2 Зависимость относительного разностного параметра q от коэффициента газонасыщенности Кг

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

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

Более совершенной методикой оценки Кг™ по данным НК является усовершенствованная автором методика ВНИИГАЗ (2000 г). Соискателем, на основании иммитационного моделирования, выполнен анализ закономерности изменения во-дородосодержания газонасыщенных коллекторов от газонасыщенности и получены соответствующие палетки типа Kr=f(W,Kn). Модель глины в рассчитанных палетках принята следующая: содержание связанной воды в молекуле глины - 10 молекул Н20; плотность глинистой фракции - 2,87 г/см3. Для выявления закономерности связи газонасыщенности - Кг с водородосодержанием - W, пористостью -Кп и глинистостью - Кгл автором использовалась программа моделирования «Поле» (ВНИИГеосистем). Из палетки, рассчитанной для неглинистого коллектора без учета предлагаемых поправок, также следует, что для НК уравнение (7) описывает только общий ход кривой и для коллекторов с соответствующей пористостью су-

шествует своя закономерность. При этом погрешности оценки газонасыщенности по нему могут в худших случаях достигать 70%. Неучет содержания в порах коллектора глинистых минералов приводит к еще большим погрешностям. Последнее подтверждается сопоставлением рассчитанных по данным электрических методов значений Кг в открытом стволе и полученных в результате моделирования, а также палетками при Сгл > 0,1 [3].

Статистическая связь между объемной глинистостью Кглм и данными гранулометрии Кгл выражается уравнением (Шнурман И.Г. 2001):

Кглм = 0,45Кгл - 1,74 (8)

С учетом последнего выражения автором построена палетка зависимости во-дородосодержания по данным НГК от коэффициента газонасыщенности, при различных значениях пористости коллектора (рис 3).

Кг, д.е.

07 06 05 04 0.3 0,2 0.1 о

О 5 10 15 20 25 30 35 40

Шифр кр нвых Ко

V \\?

\ * \ V

V \

~—-— V

Рис 3 Зависимость водородосодержания газоносного пласта, определяемого по НГК, от коэффициента газонасыщения пласта Кг

Автором изучены также информационные возможности методов НК в наблюдательных скважинах Кущевского ПХГ при различных типах конструкции скважины, параметрах промывочной жидкости (ПЖ) и фактической геометрии ствола скважины При замерах нейтронного гамма-каротажа (НГК) в скважинах используются послеинверсионные зонды длиной более 50 см, поэтому показания НГК уменьшаются при возрастании водородосодержания. С увеличением длины зонда увеличивается глубинность исследований и уменьшается влияние скважин-ных условий. Для определения пористости коллекторов, насыщенных водой и нефтью, автором рекомендуется применять зонды НГК длиной 60 см, для оценки газонасыщенности - более длинные зонды, длиной от 70 до 90 см и использовать мощные источники нейтронов (> 107 нейтр/с) [5].

Таким образом, автором обоснована методика определения газонасыщенности в наблюдательных скважинах по данным нейтронного каротажа, учитывающая

глинистость и информационные возможности методов НК в сложных коллекторах нижнемеловых отложений Кущевского ПХГ.

Глава 4. Оценка продуктивности коллекторов в действующих скважинах подземных газохранилищ по данным газодинамических исследований

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

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

Первый основан на измерении скорости потока газа по стволу скважины При эюм датчики скорости непосредственно контактируют с потоком и для оценки дебита ((}) того или иного участка необходимо знагь скорость (V) и нормальное се- < чение (сЦ,) потока.

Установленная автором связь между скоростью газового потока V и дебитом О с учетом известного уравнения скорости потока (С П Омесь, 1974) имеет вид-

V = 4 Р„ • X /яТн • ОТ/РсЦ2-80400, (9)

где V - скорость газа, м/сек; - дебит газа, м3/сут; 7, - коэффициент сверхсжимаемости газа (рассчитывают по зависимости коэффициента сверхсжимаемости от приведенных давлений и температуры); Рн - нормальное давление (Р„ = 1,03 кг/см2); Тн - нормальная температура = 293°К; Т - температура в исследуемом интервале в °К; Р - давление в стволе скважины против исследуемого интервала в кг/см2; <1^, -диаметр трубы в исследуемом интервале, м.

Дебит отдельного пласта рассчитывается по формуле:

<?!! = (&, - Огсо. (Ю)

где (}п - дебит пго пласта; 0е„ - суммарный дебит п пластов; СЬ;^) - суммарный дебит (п-1) пластов.

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

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

Чая = Чсм(Тсы- ТМЛ)/(Т* - Т.,,«,), (11)

где Тпод, Т*, Та, - температуры газа, подходящего снизу, выходящего из пласта и смеси, Чш,, Чс„ ~ количество газа для тех же условий.

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

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

Q = (80400*л*Т„ *dV4zP„) * (Р^) • V, (12)

где V - скорость потока газа, м/сек, Q - количество газа, м3/сут; Z - коэффициент сверхсжимаемости газа; Р„ - нормальное давление (1,03 кг/см2); Ря6 - забойное давление в стволе скважины против исследуемого интервала, кг/см2; Тн - нормальная температура, равная 298°К;Тиб - температура на забое скважины против исследуемого интервала, d,p - внутренний диаметр трубы в исследуемом интервала, м

Следующим этапом работы явилось определение коэффициентов фильтрационного сопротивления "а" и "Ь" отдельных работающих пластах, входящих в уравнение притока газа к забою скважины Это уравнение характеризует зависимость потерь давления в пласте (Р2™- Р2мб) от дебита газа Q и выражается формулой:

P2M-P2M6 = a*Q+b*Q2, (13)

где "а" и "Ь" коэффициенты фильтрационного сопротивления, МПа2/тыс.м3/сут.

Коэффициенты "а" и " b " зависят от параметров призабойной зоны пористой среды и конструкции забоя скважины При движении газа в изотропном пласте к несовершенной по степени и характеру вскрытия скважине коэффициенты "а" и "Ь" определяются из выражений:

а = (116nZTIM)/(7tKhPaTTCT)(ln(R,/Rc)+C ,+С2, (14)

Ь = (pcrZ Р.т Т,„ / 2тс2 Т„) ((1 / Re) -1/ R„) + С3 +С4), (15)

где ц - коэффициент динамической вязкости газа при Р^ и Тш„ сП; К - проницаемость пласта, Д; h — эффективная мощность, м; рС1 - плотность газа при Рах и Тст; 1 - коэффициент макрошероховатости; R„ - радиус контура питания, м; Re - радиус скважины, м; С] и - коэффициенты несовершенства по степени вскрытия; Cj и С4 - коэффициенты несовершенства по характеру вскрытия.

Поскольку зависимость между дебитом газа Q и разностью квадратов (Р2™ -Р2мб) не является линейной, значение удельных дебитов пластов, определяемых выражением г) = Q / (Р2,ы - Р2^) ' Ьэф, рассчитаны автором для идентичных условий эксплуатации. Пересчет дебитов на первоначальное пластовое давление залежи и рабочую депрессию осуществляется при этом по формуле:

QnepccH = -а±А/а2+4в(Р2пл -Р2м6)/2в. (16)

Рекомендуемые комплексы и последовательность операций при проведении комплексных газодинамико-геофизических исследований для оценки газонасыщенности в действующих скважинах Кущевского ПХГ приводится в табл. 3.

Таблица 3

Рекомендуемые комплексы ГИС и последовательность операций при проведении комплексных газодинамико-геофизичсских исследований

Режим Методы Цель исследований

1. Закачка на максимальном режиме 2-хННКт, НГК, ГК.АГДК по всему стволу и на точках против продуктивных интервалов Динамика изменения параметров РК, ГДИ

2 Статика 2-хННКт, НГК,ГК,АГДК по всему стволу и на точках против продуктивных интервалов Г'радуировочные замеры АГ'ДК, снятие кривой стабилизации давления Динамика показаний РК.

3 Режимы закачки газа АГДК по всему стволу и на точках против продуктивных интервалов Определение расхода, пластовых давлений, фильтрационных коэффициентов

4 Статика АГДК на точке против продуктивных интервалов Регистрация кривой восстановления давления

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

- исследования должны проводиться одним и тем же типом прибора;

- выбранный аппаратурный комплекс должен быть проэталонирован на имитаторах пористости;

- скорость каротажа должна быть одинаковой для всей группы замеров;

- исследования должны быть проведены после расформирования зоны проникновения.

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

Глава 5. Эффективность применения разработанной методики оценки текущей газонасыщенности и продуктивности коллекторов в геофизических и действующих скважинах Кущевского ПХГ

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

- продуктивности пласта и расхода флюида;

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

- интервалов притока и поглощения жидкости;

- мест притока газа;

Для оценки эффективности методики определения Кг в наблюдательных скважинах автором были использованы исследования, проводившиеся с марта 1995 г по апрель 1998 г двухзондовым прибором ННКт - СРК №55 в скважине №318н. Для этого прибора были построены зависимости показаний (.1) от пористости имитаторов (Кп) По ним в дальнейшем и находились значения кажущейся (Кп"ик) пористости Определены текущие значения коэффициента газонасыщенности для прослоев пласта 1а Пласт Га' не рассматривался из-за того, что в нем продолжается процесс расформировании зоны проникновения

Рис 4 Динамика расформирования зоны проникновения в пласте 1а по данным ННКт

Особый интерес представляет исследование динамики расформирования зоны проникновения в пласте 1а (рис. 4). Изменение показаний большого зонда 2-хННКт в верхней части пласта обусловлены постепенным вытеснением фильтрата бурового раствора. В то же время нижняя часть пласта с июля по август 1994 г. так же характеризуется повышением показаний нейтронного каротажа. В период отбора, с августа по декабрь 1994 г., в интервале 1386-1390 м регистрируется уменьшение показаний, что в свою очередь можно объяснить оттеснением пластовой воды из практически расформированной зоны проникновения в верхней части пласта 1а.

На рис. 5 представлены временные сопоставления показаний большого зонда ННКт, сгруппированные по режимам работы подземного хранилища. Из этих данных видно, что наибольшая динамика изменений показаний нейтронного каротажа отмечается в нижней части пласта 1а (качественный признак). При этом хорошо прослеживается связь между режимом (циклом) подземного газохранилища и динамикой изменения интенсивности поля тепловых нейтронов: при исследованиях после закачки (весна-лето) показания ННК выше по отношению к показаниям ННК после цикла отбора (осень-зима). В прослоях пласта 1а коэффициент газонасыщенности изменялся от 0,15 до 0,42.

Рис 5 Изменение показаний большого зонда прибора СРК по стволу скважины Вверху - каротаж после цикла закачки, внизу - после отбора

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

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

Таким образом, установлено, что эксплуатация Кущевского ПХГ (в районе расположения наблюдательной скважины 318н) тяготеет к газовому режиму. В случае нарушения системных допусков по объемам отбора активного газа на ПХГ,

возникнет ситуация с аномальным понижением Рпл и снижением коэффициентов газонасыщенности переходной зоны пласта 1а ниже критических. Это приведет к появлению газоводяного контакта и упруго-водонапорному режиму эксплуатации ПХГ. Повышение объемов закачки газа в зоне скв. 318н обусловит появление газоводяного контакта в пласте I Пластовое давление в пласте Та при этом должно возрасти на 4-5 МПа.

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

Таблица 4

Изменение газонасыщенности прослоев пласта 1а скв. 318н

Интервал Закачка Отбор Закачка Отбор Закачка Отбор Закачка

1380 3-1381 7 39.51 42 04 42 67 41 94 41 84 41 99 41 99

1381 7-1382 9 34 76 36.13 36 81 36 19 36 08 36 18 36 58

1382 9-1383 9 31 84 34.12 34 24 34 02 33 72 33 83 33 91

1383 9-1384 5 24 53 28 65 26 26 29 00 26 84 2921 28 04

1384 5-1385 2 30.56 32.06 32 50 32 17 32.13 32.28 32 57

1385 2-1387 4 18 97 19 05 16 93 19.29 17 06 19 20 18.70

1387.4-1388.4 14.46 19.95 15.41 20.01 16.84 19 95 17 83

Таким образом, выполненные автором исследования позволили провести количественную интерпретацию динамики насыщения продуктивного пласта, рекомендовать меры по предотвращению прорывного обводнения наиболее продуктивных участков скважин, производить прогнозирование состояния залежи в целом и по отдельным участкам [1].

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

Для того, чтобы оценить применимость разработанной методики в эксплуатационных скважинах, были рассмотрены проведенные в июле 2001 г. комплексные газодинамико-геофизические исследования по скважине №178э Кущевского подземного хранилища газа. Эти исследования проводились с целью- определения работающих интервалов (профиля приемистости) и фильтрационных параметров;

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

- оценки относительной продуктивности совместно эксплуатируемых пластов;

- определения интервальных дебитов, забойных и пластовых давлений.

Исследования проводились на различных стационарных и нестационарных

режимах работы скважины. На всех режимах регистрировались устьевые буферные и затрубные давления.

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

0М3^ - ^сут '^поправ '''план , 01)

где Ьплан = %план-0,075 (%„„*„ - показания на планшете дифференциального манометра);

Кпоправ= '

где Т - температура на коллекторе,°К; Ъ - коэффициент сверхсжимаемости газа

Коэффициент Ксу1 определялся на Кущевской СГ1ХГ, и для эксплуатационной скважины скв № 178 составлял 69363.

Для определения объема закачиваемого газа автором использована зависимость между комплексным параметром ЛТ и расходом газа (0), определенным на групповой станции для этого временного периода (рис. 6)

Рис. 6 Зависимость расхода газа (} от комплексного параметра ЛТ

Определение дебита ¡-го пласта проводилось в следующем порядке:

1. Определяется ДТ выше исследуемого интервала;

2. Определяется расход ¡-го пласта

к-1

<*=<5изм-ЕС> , (19)

где С>и„, - измеренный расход над ¡-ым пластом, - суммарный расход пла-

стов нижележащих под ¡-ым пластом.

Обработка данных газодинамических исследований проводилась методом индикаторных линий (ИЛ). Определение расхода производилось по зависимости объема закачиваемого газа от показаний термоанемометра,

Для интерпретации данных автором использовано уравнение притока газа к забою скважины, характеризующее зависимость потери энергии пласта (Р^2 - Р^2) от расхода газа (P.A. Резванов, 1988):

Рпп2 - Рмб2 = а • Q + b • Q2 + SC, (20)

где а и b - коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пласта и конструкции забоя скважины; Р^, Рза6 -соответственно пластовое и забойное давления, МПа; Q - расход газа при Ратм и Тст, 1н. м3/сут.

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

По вычисленным значениям Рпл найдены отношения (Р„„2 - Рза62) от Q или (АР2 от Q), для которых построены сопоставления АР2 = f(Q). По данной зависимости были определены величины 8С. Перестроив ИЛ в координатах

^ q 5C от 0ПРеделяем фильтрационные коэффициенты а и b как для каждого

интервала в отдельности, так и для всего в целом.

В табл 5 приводятся зарегистрированные и рассчитанные автором газодинамические параметры по эксплуатационной скважине Xsl78 Кущевского ПХГ

Таблица 5

Газодинамические параметры и продуктивность

Пласт Режим P»6. Mna Q, тыс м3/сут С Р|И» МПа А В

1а min 12 98 н/о н/о 12 48 1 1789 0 0057

2 13 09 -14 26 0 14

3 13.25 -18 54 014

4 13 50 -25 69 0.14

max 13 50 н/о н/о

I mm 13 00 н/о н/о 12 95 0.2149 0 000130

2 13 10 -18 44 001

3 13 27 -38 97 0 01

4 13 52 -72 43 0 01

max 1351 н/о н/о

1а+1 min 12 99 -1795 001 12 85 А* В*

2 13 10 -32 90 0 02 0 1825 0 0001

3 13 26 -56 83 0 01 А в

4 13 51 -98 71 0 02 0 2010 0 00027

max 13 50 -104.69 н/о

Примечание н/о - данный режим был исключен т обработки

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

KnHHK = k-Ln(Lp) + b, Lp = —-^^-(21)

iJAImi/ .4/ I /Д1бб /z2J

где Z| и z2 - длины малого и большого зондов ННКт (для прибора СРКМ-0,41 и 0,56 м соответственно).

Рядом исследователей (A.C. Михайлин, Ю.ГГ. Потапенко, 1997) предполагалось использовать для определения кажущейся пористости переходные коэффициенты от показаний прибора СРКМ к показаниям прибора СРК. Проведенный автором анализ данных показал, что учет влияния скважинных условий для таких преобразований оказывается неполным. Показано, что зависимость (21) является универсальной для приборов двухзондовой модификации ННКт. Определив ее для нескольких приборов СРК, можно убедиться, что она идентична. Автором сделан вывод - зависимость будет справедлива для приборов с разными длинами зондов при одинаковых параметрах пластов [1].

Использование линейной зависимости Кп™* от относительного параметра ННКт возможно только для приборов типа СРК (длина зондов z, = 0,26 м, z2 = 0,51 м), так как возможна его этапонировка на имитаторах пористости. В то же время использова-Az2_I

ние величины а = ■—-—--г, позволяет учесть разные размеры зондов.

1мм ( 166 ^ z, )

Установлено, что при значительных значениях длины зонда ( более 70 см) зависимость Ьр =.Г(Кпннк) достаточно универсальна: она не зависит от минерализации вод, положения прибора в скважине (следовательно, от наличия и положения обсадной колонны), а также от изменений диаметра скважины. Наибольшая точность замеров нейтронного каротажа обеспечивается при одновременной регистрации диаграмм обоих зондов, поскольку при этом полностью или частично исключаются влияние источника питания, температуры и, что особенно важно, изменений мощности источника нейтронов. Последний факт, по мнению автора, наиболее важен, так как все рассматриваемые измерения произведены с источником Ро-Ве (Т[/2 = 137 дней), который не характеризуется стабильным выходом нейтронов. Рекомендуемый автором источник 238Р1-Ве (Т1/2 = 86,4 года) позволит снизить флуктуации как в методе ННК, так и в методе НГ'К.

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

Таким образом, автором впервые на примере Кущевского ПХГ установлено, что в скважинах, находящихся в приконтурной зоне, изменение давления на этапах закачки и отбора газа приводят к значительному изменению коэффициентов теку-

щей газонасыщенности Кг™* из-за поступления воды из нижележащих участков пласта. Доказано, что существующими методами ГИС возможно и количественное определение коэффициентов текущей Кг™" газонасыщенности в сложных пластах-коллекторах Кущевского ПХГ всех категорий скважин.

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

Заключение

Основным результатом работы является разработка методики определения коэффициентов текущей и остаточной газонасыщенности в действующих и геофизических скважинах в условиях сложно построенных коллекторов нижнемеловых отложений Кущевского ПХГ. Полученный научно-практический результат стал возможен благодаря решению следующих задач:

1. На основании анализа геологического и геофизического материала по истории разработки Кущевского ПХГ на стадии месторождения, изучения геофизического материала по разведочным и эксплуатационным скважинам, начиная с начала разработки (1957), впервые доказана трехзональность строения залежи Кущевского ПХГ, с четко выделяемыми центральной, переходной и «рыльевой зонами, различными по ФЕС слагаемых их пластов.

2 Обоснованы петрофизические зависимости, учитывающие влияние минералогического и литологического состава пород на показания геофизических методов для сложных нижнемеловых коллекторов Кущевского ПХГ:

- проведенный детальный анализ кернового материала позволил отказаться от принятой ранее слоистой модели глинистости и доказал дисперсный характер распределения глинистого материала в сложных коллекторах нижнего мела;

- установлена зависимость между Кгл и объемным содержанием глинистых минералов;

- обоснованы интерпретационные уравнения для нейтронного каротажа с учетом разработанной петрофизической модели;

3. Усовершенствована методика количественного определения текущей газонасыщенности, продуктивности и газодинамических параметров объектов закачки и отбора газа в ПХГ:

- выявлены новые закономерности в связях газонасыщенности Кг с водоро-досодержанием пористостью Кп и глинистостью Кгл для терригенных коллекторов альбских отложений нижнего мела;

- обоснованы интерпретационные уравнения для газодинамических исследований в действующих скважинах Кущевского ПХГ;

- разработана методика количественного определения продуктивности коллекторов в действующих скважинах;

- проанализированы индивидуальные особенности и метрология промысло-во-геофизической аппаратуры и предложены технологические мероприятия по повышению информативности применяемого комплекса ГИС.

4. Обоснованы параметры технологического процесса исследований нейтронными методами ГИС обсаженных неперфорированных и действующих скважин ПХГ, учитывающие флюидонасыщение и газодинамические процессы в пласте, индивидуальные особенности и метрологию про мыслово-геофизической аппаратуры.

»24 2 1 3

Предложенные технико-методичем жания сложных коллекторов в наблюдете, ского ПХГ опробованы в сорока скважи при оперативной интерпретации и регули ского ПХГ в целом.

Основные результаты диссертации о

1. Писклов С.С. Определение филь* закачки Кущевского подземного хранил Третьей Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России. М., 1999. С. 155-156.

2. Писклов С.С., Шнурман И.Г. Петрофизическая модель алеврито-глинистых коллекторов Кущевского подземного хранилища газа // Геофизика, Xsl, М, 2000. С. 67-70.

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

4. Писклов С.С. Определение по данным ГИС пространственного положения горизонтальной скважины (доклад) // Тезисы докладов международной геофизической конференции. Новосибирск, 2001. С.162-164.

5. Писклов С.С., Шнурман И.Г., Тарасова Е.В, Погребняк В.В. Совершенствование методики интерпретации геофизических исследований в условиях Кущевского ПХГ и продуктивных чокракских отложений Западно-Кубанского прогиба// Фонды ОАО «Кубаньгазпром». Краснодар, 1999. № ГР 007563.

6. Писклов С.С. Уточнение по данным ГИС пространственного положения ствола горизонтальной скважины на примере Кущевского подземного хранилища газа// Всероссийская научная конференция студентов, аспирантов и молодых специалистов «Геологи XXI века».Сарагов, 2002. С. 89-90.

РНБ Русский фонд

2006-4 26817

Писклов Сергей Сергеевич

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗОСОДЕРЖАНИЯ И ПРОДУКТИВНОСТИ СЛОЖНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ - ОБЪЕКТОВ ЗАКАЧКИ И ОТБОРА ГАЗА В ПОДЗЕМНЫХ ГАЗОХРАНИЛИЩАХ (аа примере Кущевского ПХГ)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Подписано в печать 10 11.2005 г. Формат 60x84 '/,<, Бумага вуешСору Печать трафарспш. Уса -псч. я. 1,39. Заш № 5183 Тираж 120 это

Отпечатано в типографии ООО «Просвещение-Юг» г. Краснодар, ул Селезнева, 2, тел./факс 239-68-31

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Писклов, Сергей Сергеевич

Введение

1 Эффективность технологий определения методами ГИС текущей газонасыщенности сложных коллекторов - объектов закачки и отбора газа в подземных газохранилищах

1 1 Анализ эффективности предлагаемых методик определения текущей газонасыщенности

1 2 Стратиграфия Кущевского ГТХГ

13 Гидрогеология

14 Тектоника

2 Построение петрофизических и интерпретационных моделей сложных 31 коллекторов объектов закачки и отбора газа на Кущевском ПХГ

3 Определение текушей и остаточной газонасыщенности объектов 36 закачки и отбора газа в наблюдательных скважинах Кущевского ПХГ

3 1 Палеточное обеспечение методики определения газонасыщенности по данным нейтронного каротажа в стальной колонне

3 2 Определение текущей газонасыщенности и положения текущего ГВК по данным повторных замеров радиоактивного каротажа в наблюдательных скважинах

4 Оценка продуктивности коллекторов в действующих скважинах 56 подземных I азохранилищ по данным 1азодинамических исследований

4 1 Прогноз продуктивности коллекторов

4 2 Определение газодинамических параметров

5 Эффективность применения разработанной методики оценки текущей 71 газонасыщенности и продуктивности коллекторов в геофизических и действующих скважинах Кущевского ПХГ

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методики определения газосодержания и продуктивности сложных коллекторов-объектов закачки и отбора газа в подземных газохранилищах"

Актуальность проблемы. В последние годы в Российской федерации подземные хранилища газа (ПХГ) приобрели важное стратегическое значение. Значительная часть бюджета страны складывается из прибылей, полученных при экспорте топливно-энергетических ресурсов за границу и продажи на внутреннем рынке. Интенсивное освоение газовых месторождений на Севере и строительство магистральных газопроводов в Европейской части России выдвинули проблемы, связанные с регулированием газоснабжения, на первое место. Строительство в Южном федеральном округе газопровода «Голубой поток», важнейшей частью которого стали Кутцевское и Краснодарское подземные хранилища газа, предопределило необходимость точной оценки количества закачанного и отобранного из ПХГ газа в новых геолого-промысловых условиях. Выбор Кущевского ПХГ в качестве одного из перевалочных газосборных пунктов был сделан, прежде всею, ввиду ею выходного 1ео1рафическою положения и хороню развитой технологической инфраструктуры региона.

Оценка объемов газа в 11X1' традиционно осуществляется определением текущей газопасыщешюсти объектов закачки и отбора газа промыслово-геофизическими методами. Несмотря на длительный период функционирования ПХГ в нашей сгране, Э1а задача 1азопромысловой геофизики является достаточно сложной. Особую актуальность эта проблема приобретает в объектах закачки и отбора, представленных сложными коллекторами - с высокой глинистостью, сложным распределением глинистого материала, низким удельным сопротивлением пласта, наличием примесных компонентов и других факторов, затрубняющих правильную оценку фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) таких объектов. Для Кущевского ПХГ эта проблема усугубляется еще и тем, что количественная оценка газонасыщенности пластов-коллекторов осуществлялась только в бурящихся скважинах, а заключения о газосодсржании пластов в обсаженных скважинах дслалисъ только на качественном уровне.

Изучением степени влияния геолого-промысловьтх условий на эффективность оценки газонасыщенности пород в сложных коллекторах посвящены работы отечественных ученых Алексеева Ф А, Басина А.Н., Бсрмана Л.Б., Баклановской В.Ф., Всндслыптсйна Б.Ю., Головацкой И.В., Гулина Ю.А., Деркача A.C., Еникеевой В.А., Михайлова Н.Н, Резванова P.A., Коноплева Ю.В., Михайлина A.C., Омесь С.П., Потапенко Ю.П., Клюкиной Р.И., Шнурмана И.Г., Юдина В.А., и зарубежных Segesman, Holditch S A, Fertl W, Tittle C.W., Joshi S.D и др

Основными методами геофизических исследований скважин (ГИС), позволяющими оценить изменение газонасыщенности коллекторов в обсаженных неперфорированных скважинах, являются нейтронный гамма-каротаж (НТК), нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННКТ), импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК). Оценка степепи влияния геолого-промысловых условий проведения ГИС и структурно-тектонических, петрографических, петрофизических и других особенное 1 ей сложных коллекторов на показания нейгронных меюдов (НК) на циклах закачки и отбора газа является мало решенной до настоящего времени задачей. Применительно же к условиям Кущевского 11X1' обоснование эффективной методики расчета коэффициентов газонасыщенности коллекторов с учетом имеющихся анализов кернового ма!ериала, современною комплекса ГИС, yneia i азодинамических параметров и влияния на показания нейтронных методов процессов, происходящих в прискважинной зоне пласта, практически не проводилось.

Целью pa6oibi являе!ся повышение эффективное!и использования подземных хранилищ газа за счет увеличения точности определения промыслово-геофизическими методами подсчетных и текущих параметров сложных коллекторов-объектов закачки и отбора газа.

Основные задачи исследований

2. Выявление закономерностей в связях газонасыщенности Кг с водородосодержанием V/, пористостью Кп и глинистостью Кгл для терригенных коллекторов альбских отложений нижнего мела.

4. Опробование предложенных технико-методических решений по определению I азосодержания и продуха ивноС1 и сложных коллекторов в геофизических и действующих скважинах Кущевского ПХГ.

Научная новизна

1. Р1сследовано влияние вещественного состава, термобарических условий, распределения глинистого вещества на показания нейтронных методов ГИС в обсаженных неперфорированных скважинах Кущевского ПХГ.

3. Обоснованы параметры технологического процесса исследований нейтронными методами ГИС обсаженных скважин ПХГ, учитывающие флюидонасыщение и газодинамические процессы в пласте, индивидуальные особенности и метрологию промыслово-геофизической аппаратуры.

Защищаемые положения

2. Методика количественной оценки газосодсржания и продуктивности коллекторов — объектов закачки и отбора газа в действующих скважинах ПХГ.

3. Способ учета газодинамических параметров объектов эксплуатации ПХГ при оценке текущей газонасыщенности сложных коллекторов

Практическая ценность и реализация результатов

Результаты выполненных автором исследований нашли применение при решении оперативных задач эффективного использования природных резервуаров Кущевскою ПХГ, в юм числе для оценки ме:одами ГИС текущей и остаточной газонасыщенности объектов закачки и отбора газа, анализа изменений состояния прискважинной зоны пластов-коллекторов, выборе режима использования отдельных действующих скважин и всего ПХГ для обеспечения эффективной и бесперебойной циклической эксилуа1ации. По предложенной авюром методике проведена ишерпречация материалов ГИС в более чем сорока скважинах. Кроме того, усовершенствованы методики проведения исследований и обработки данных газодинамического каротажа, тарировка аппаратуры радиоактивного каротажа (приборы СРК и СРКм), которые внедрены в ПФ «Кубаньгазгеофизика» с 2000г. Результаты внедрения разработок автора в предприятиях ОАО «Газпромгеофизика» подтверждаются соответствующими документами.

Фактический материал

В основу работы положены результаты исследований автора за период с 1999 по 2005г. в ПФ «Кубаньгазгеофизика». Исследован керновый материал (в лаборатории НТЦ «Кубаньгазпром») из семи скважин Кущевского ПХГ (343 образца керна). Проведено опробование рскомсндаций автора в течение четырех полных циклов отбор-закачка в 5 геофизических скважинах Кущевского ПХГ. Проанализировано более 120 тыс. метров (более 40 скважин) фактического диаграммного материала ГИС. В работе использованы полевые материалы из фондов ПФ «Кубаньгазгеофизика», ОАО «Кубаньгазпром», результаты исследований, проводимых автором в качестве соисполнителя и руководителя научно-исследовательских работ, проводимых тематической партией ПФ «Кубаньгазгеофизика» в период с 1999 по 2004 г. и данные из научных и технических источников, указанных в библиографии диссертации.

Апробация работы

Основные положения диссертации прошли первичную апробацию на Трехьей всероссийской конференции молодых ученых, специалиста и студентов по проблемам газовой промышленности России, г. Москва, 1999 г., Международной геофизической конференции, «1 еофизика 2001» Новосибирск, 2001г., Всероссийской научной конференции студентов, аспирантов и молодых специалистов «Геологи XXI века», г. Саратов 25-27 март 2002 i., на заседаниях НТС «Кубаны азпром» 2001-2004г.i.

Автор выражает глубокую признательность за научное руководство и помощь на всех этапах постановки и написания работы д.т н. профессору Дембицкому СМ., к.г.-м.н. Шнурману И.Г., сотрудникам ПФ «Кубаньгазгеофизика» Хоперскому В.М., Михайлину A.C. за помощь в реализации работы, Погребняк В.В, ¡Сибигатулиной T.B.j, Синельниковой В.Н, Тарасовой Е В , Браташ И.В , Лещеву Г.Г за помощь в обработке и оформлении материала.

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Писклов, Сергей Сергеевич

выводы:

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. На основании анализа геологического и геофизического материала по истории разработки Кущевского ПХГ на стадии месторождения, изучения геофизического материала по разведочным и эксплуатационным скважинам начиная с начала разработки (1957), впервые доказана трехзональность строения залежи Кущевского ПХГ, с четко выделяемыми центральной, переходной и крыльевой зонами, различными по ФЕС слагаемых их пластов.

2. Обоснованы петрофизические зависимости, учитывающие влияние минералогического и литологического состава пород на показания геофизических методов для сложных нижнемеловых коллекторов Кущевского ПХГ:

- проведенный детальный анализ кернового материала позволил отказаться от принятой ранее слоистой модели глинистости, и доказал дисперсный характер распределения глинистого материала в сложных коллекторах нижнего мела;

- установлена зависимость между Кгл и объемным содержанием глинистых минералов;

3. Усовершенствована методика количественного определения текущей газонасыщенности, продуктивности и газодинамических параметров объектов закачки и отбора газа в ПХГ.

-96- выявлены новые закономерности в связях газонасыщенности Кг с водородосодержанием XV, пористостью Кп и глинистостью Кгл для терригенных коллекторов альбских отложений нижнего мела;

- разработана методика количественного определения продуктивности коллекторов в действующих скважинах; проанализированы индивидуальные особенности и метрология промыслово-геофизической аппаратуры и предложены технологические мероприятия по повышению информативности применяемого комплекса ГИС.

4. Обоснованы параметры технологического процесса исследований нейтронными методами ГИС обсаженных неперфорированных и действующих скважин ПХГ, учитывающие флюидонасьпцение и газодинамические процессы в пласте, индивидуальные особенности и метрологию промыслово-геофизической аппаратуры.

Предложенные технико-методические решения по определению газосодержания сложных коллекторов в наблюдательных и действующих скважинах Кущевского ПХГ опробованы в сорока скважинах и показали высокую эффективность при оперативной интерпретации и регулировании технологической работы Кущевского ПХГ в целом.

Предложенная автором методика определения текущей газонасыщенности применяется в ПФ «КУБАНЬГАЗГЕОФИЗИКА» в течении трех лет, и позволяет успешно решать задачи, ранее недоступные геофизикам, применительно к условиям нижнемеловых отложений Кущевского ПХГ.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Писклов, Сергей Сергеевич, Краснодар

1. Альбом палеток и номограмм для введения поправок за искажающие факторы при работе с аппаратурой АООТ «Нефтегеофизприбор» и НИИГИ. Краснодар, АООТ «Нефтегеофизприбор», 1993 г.

2. A.C. Деркач. О некоторых задачах, решаемых комплексом ГИС на подзем-ных хранилищах газа. №36.

3. A.C. Михайлин, В.М. Хоперский. Состояние и перспектива развития ГИС на объектах ООО "Кубаньгазпром". №40.

4. В. А. Чесноков, А.Н. Харин. Опыт проведения ГИС в действующих горизон-тальных скважинах с целью выделения интервалов притока пластового флюида. №25.

5. В.И. Митасов. Факторы, обуславливающие неопределенность общей струк-туры интерпретационной модели терригенных пород, и способы ее устране-ния. №23.

6. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М., Недра, 1982

7. Алексеев Ф.А., Берман Л.Б., Басин Я.Н. и др., «Ядерно-геофизические методы исследования газовых месторождений», М., изд.ВНИИОЭНГ, 1967г.

8. Абдулаев K.M., Гергедава Ш.К., Резванов P.A. «Применение промысловой геофизики при контроле за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений», М., ВНИИЭГАЗПРОМ, 1972г.

9. Дахнов В.Н. «Геофизические методы изучения нефтегазоносных коллекторов», М., «Недра», 1975г.

10. Резванов P.A. «Определение коэффициента газонасыщения пластов нейтронными методами с использованием палеток пористости», М., ВНИИЭГАЗПРОМ, 1974г.

11. Резванов P.A. «Радиоактивные и другие неэлектрические методы исследования скважин», М., «Недра», 1982г.-9812. Арцыбашев В.А. «Ядерно-геофизическая разведка», М., Атомиздат, 1980г.

12. Tittle C.W. «Predicting the porosyti response of CNL from neutron parameters of the formation», SPWA, 1988.

13. Алексеев Ф.А., Головацкая И.В. и др, «Ядерная геофизика при исследовании нефтяных месторождений нефтяных месторождений», М., «Недра», 1978г.

14. Кожевников Д. А. «Нейтронные характеристики горных пород», М., «Недра», 1982г.

15. Кантор С.А., Кожевников Д.А. ,«Теория нейтронных методов исследования скважин», М., «Недра», 1985г.

16. Головацкая И.В., Гулин Ю.А., Еникеева Ф.Х. и др. «Определение емкостных свойств и литологии пород в разрезах нефтегазовых скважин по данным радиоактивного и акустическго каротажа», Калинин, ВНИИГИК, 1984г.

17. А. И. Гриценко, З.С. Алиев и др. «Руководство по исследованию скважин», Москва, «Наука», 1995г.

18. Advanced interpretation of wireline logs. Shlumberger. 1986.

19. Arps J.J. and Arps J.L. The Subsurface Telemetry Problem. Journal of Petroleum Technology, 1964, October, p. 487-493.

20. Clay, silt, sand, shales. Shlumberger. 1990.

21. Desbrandes R. Encyclopedia of well logging. Paris, 1985, 584 p.

22. Dorsey Dave, Meyer Robert. Preventing fluid invasion damage. Oil and Gas J., N81,1983, p.

23. Effect of mud filtrate invasion on apparent productivity in Drillitten tests in Law Permeability Gas Formation / S.A. Holditch, W.S. Les, D.E. Lancaster, T.V. Davis. - J.P.T., vol. 35, N 2, 1983, p. 249-305.

24. Epov M. I., Suhorukowa С. V., Ulianow V.N., Martakow S.V. High-friquecy EM souding in horizontal well: problem, basic and applications// Proc. Of 5 th SEGJ International Symposium // Imaging Techology. Tokio, Japan. 24-26 Jan, 2001. P.19-23

25. Fertl W. Use caution with movable oil poot Oil and Gas J., vol. 75, N 2, 1979, p. 65-69.

26. Holditch S.A. Factors affecting water bloeking and Gas flow Frach Hy-draulically Fractured Gas wells. J.P.T., N 12,1979, p. 1515-1524.

27. Joshi S.D. Horizontal Well Technology. Pennwell Publisting Co. Tulsa, 1991.

28. Kochina I.N., Mikhailov N.N., Filinov M.V. Groundwater mound damping. International Journal of Engeneering Sciences, vol. 21, N 4, 1983, p. 413421. Printed in Great Britain.

29. Peter A.S. Elkington. The Role of Open Hole Memory Logging and Wireless Conveyance Systems in the Evalnation of Horizontal Wells. SPE. Petroleum Society of CIM International Conference on Horizontal Well Technology. Calgary, 2000.

30. Баренблатт Т.И., Енотов B.M., Рыжик B.M. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М., Недра, 1984.

31. Берман Л.Б., Нейман B.C. Исследование газовых месторождений и подземных хранилищ газа методами промысловой геофизики. М., Недра, 1972.

32. Венделыптейн Б.Ю., Костерина В.А. Усовершенствованный способ выделения продуктивных терригенных коллекторов и их классификация по данным ГИС. Научно-технический вестник «Каротажник», вып.62,1999г.

33. Венделыптейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М., Недра, 1978.

34. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М., Недра, 1982.

35. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщение горных пород. 2-е изд. М., Недра, 1985.-10144. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М., Недра, 1970.

36. Жужиков В.А. Фильтрование. M., Химия, 1980.

37. Инструкция по обработке БКЗ с комплектом палеток и теоретических кривых электрического каротажа. Мингео СССР, Ленинград, 1985.

38. Итенберг С.С., Шнурман Г.А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов. М. «Недра», 1984, 251с

39. Контроль нефтенасыщенности коллекторов в обсаженных стекло-пластиковыми трубами скважинах в Западной Сибири. Дворнин В.И., Ганичев Д.И., М.Я Маврин, K.P. Ахметов. НТВ "Каротажник", Тверь: Изд. АИС, 2000. Вып. 72, с. 50-57.

40. Кочина И.Н., Михайлов H.H. Исследование взаимодействия глинистой корки с пластом. В кн. : Подземное хранение газа. М., Недра, 1978. с. 27-40 (Труды МИНХ и ГП. Вып. 136).

41. Латышева М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов исследования скважин. М. Недра. 1987г. с.181.

42. Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технические исследова-ния в процессе бурения. М.: Нефть и газ, 1997, с. 688.

43. Мартаков С. В., Эпов М.И. Решение прямой трехмерной задачи для уравнений Максвелла конечно-разностным методом // Тезисы докладов международной конференции "Обратные задачи математической физики". Новосибирск. 1998.С. 43-44.

44. Мартанов C.B., Эпов М.И. Прямые двумерные задачи электромагнитного каротажа. Геология и геофизика, 1999, т. 40, №2, с. 249-254.

45. Михайлов H.H. Изучение закономерностей изменения физических свойств прискважинной области нефтегазоносных коллекторов на больших глубинах. В кн.: Коллекторы нефти и газа на больших глубинах. М., Недра, 1980, с. 286-292.

46. Михайлов H.H., Резванов P.A. Теоретическое изучение расформирования зоны проникновения в газоносном пласте. В кн.: Прикладная геофизика, вып. 85. М., Недра, 1977, с. 135-148.

47. Писклов С.С., Шнурман И.Г. петрофизическая модель алеврито-глинистых коллекторов Кущевского подземного хранилища газа.// Геофизика, №1, М. 2000г. С. 67-70.

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

49. Определение по данным ГИС пространственного положения горизонтальной скважины (доклад)// Тезисы докладов международной геофизической конференции, Новосибирск, 2001г. С. 162-164.

50. Федорова Е.А., Фельдман А.Я., Фоменко В.Г., Поляков Е.Е. Определение текущей газонасыщенности по данным стационарных методов нейтронного каротажа. //ВНИИГАЗ, Прогноз газоносности России и сопредельных стран, 2000.

51. Поляков Е.Е., Фельдман А.Я., Ищенко В.И., Федорова Е.А. Применение широкополосного волнового акустического каротажа для определения характера насыщения и ФЕС коллекторов через колонну/ЯСаротажник № 33. Тверь, 1997.

Информация о работе

Писклов, Сергей Сергеевич
кандидата геолого-минералогических наук
Краснодар, 2005
ВАК 25.00.10

Диссертация

Разработка методики определения газосодержания и продуктивности сложных коллекторов-объектов закачки и отбора газа в подземных газохранилищах - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы