Особенности Гис-техноконтроля при разработке нефтегазовых и газоконденсатных месторождений.

При разработке месторождений с многофазным составом пластового флюида особое место отводится контролю за вытеснения нефти газом и газа нефтью

Контроль осуществляется по промысловым данным с привлечением:

а) в неперфорированном интервале ствола скважины кривых НК;

б) в перфорированном интервале ствола скважины кривых НК, данных термометрии и измерений гамма-плотномером.

Контроль наиболее эффективен при использовании повторного НК, позволяющего фиксировать небольшие изменения газонасыщенности пластов, и промысловых данных о величине газового фактора в добывающих нефтяных скважинах.

Оценка газонасыщенности нефтегазоносной части пласта (как и наоборот нефтенасыщенности нефтяного пласта) позволяет по соотношению величины коэффициента текущего газонасыщения установить местоположение в пласте границы, выше которой из него может быть получен газ без нефти (в случае когда Кг превышает Кг.ост), а также выделить незагазованные нефтяные пласты в случае когда Кг Кг.ост. Количественная оценка газонасыщенности нефтегазонасыщенного пласта возможна в благоприятных условиях по данным методов НГК, МНК, ННК-Т, ИНК.

 

Особенности проведения техноконтроля за процессами вытеснения при создании и эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ).

1.Во всех скважинах ПХГ до начала первой закачки газа выполняют каротаж методами НГК, ГК и ННКТ для получения исходных данных при 100%-й водонасыщенности пластов.

2. Проводят группирование по ФЕС пластов, слагающих отложения,

 используемые для подземного хранения газа. Для каждой группы пластов устанавливают Кг.кр. и Кг.ост.(коэффициент критической газонасыщенности, и Кг.ост – остаточной газонасыщенности)

3. Выделяют несколько скважин, расположенных в сводовой части структуры, в которых коллектор перекрыт неперфорированной обсадной колонной, и в ее погруженных частях. В данных зонах ФЕС коллекторов существенно различные – от наивысших до низких. В этих скважинах ежемесячно проводят каротаж указанными выше методами с целью контроля положений ГВК, контура газоносности и распределения газа по мощности

4. Во всех скважинах, расположенных в пределах максимального контура газоносности, не реже двух раз в год проводят каротаж указанными методами — по окончании закачки газа и по окончании его отбора.

В первом случае каротаж проводят вначале в сводовых скважинах, а затем в периферийных, во втором случае последовательность измерений обратная. Для того чтобы водонасыщенность прискважинной зоны соответствовала водонасыщенности пласта, за 3—5 сут до каротажа в этих скважинах прекращают отбор (закачку) газа (это время уточняют экспериментально).

7.
По данным повторного каротажа, проведенного в соответствии с п. 4, в каждой скважине выделяют интервалы коллектора и лежащих выше отложений, в которых происходит изменение водонасыщенности пластов, и оценивают ее величину. Оценку остаточной газонасыщенности пластов производят только в скважинах, выделенных по п.п. 3.

В случае обнаружения газа в пластах, залегающих выше кровли коллектора, проводят термокаротаж скважин, расположенных в пределах контура газоносности, для выявления перетоков в затрубном пространстве, поскольку негерметичность покрышки устанавливается по данным каротажа только при герметичности затрубного пространства. В противном случае необходимо проведение геолого-промысловых наблюдений. В каждой скважине, исходя из величин Кг пластов, определяют положения ГВК и контура газоносности для всего коллектора и отдельных пачек пластов, разделенных пластами с низкими ФЕС.

6. После закачки газа оценивают средневзвешенные по площади и мощности значения Кг пластов каждой группы раздельно для пластов хранилища. Это позволяет характеризовать коэффициент вытеснения воды газом из резервуара ПХГ.

7. По данным пп. 2 и 6 определяют суммарный объем газа в ПХГ в период его закачки, объемы газа в отдельных пачках пластов, а также оценивают предельный объем резервуара, из которого вода может быть вытеснена газом, исходя из значений Кг, предельных для каждой группы пластов. В процессе отбора газа прогнозируют интервалы первоочередного обводнения на основании увеличения Кв за время между замерами. По окончании отбора газа рассчитывают коэффициент извлечения газа из резервуара ПХГ в целом и из составляющих его пачек пластов.

В заключение оценивают надежность системы геофизического каротажа, используя отношение объема газа, определенного по данным каротажа, к объему газа, находящегося в ПХГ. Контроль надежен при величине отношения не менее 0,85.

ГИС-техконтроль при разработке месторождения УВ.

ГИС- техконтроль включает в себя: техническое состояние колонн и заколонного пространства скважин, скважинного забойного оборудования, конструкцию скважин, герметичность обсадных колонн и насосно-компрессорных труб, качество изоляции пластов и интервалы затрубной циркуляции флюидов, состояние фильтров, контроль при проведении ремонтных работ в скважине.

 

ГИС- техконтроль

Главная задача техноконтроля – обеспечение безаварийности при проведении работ в скважинах эксплуатационного фонда.

К аварийным ситуациям относятся:

Ø Газопроявление и, как следствие, выброс пластового флюида;

Ø Поглощение бурового раствора – не герметичность забоя (ц/стакана), эксплуатационной колонны;

Ø Сломы и обрывы инструмента, НКТ;

Ø Осложнения, связанные с техническим состоянием эксплуатационной колонны (коррозия, нарушение целостности колонны, деформация за счет текучести каменной соли).

К нежелательным ситуациям относятся всевозможные нарушения технологического процесса.

По целевому назначению основные задачи ТИ подразделяются на технологические, планово-экономические, информационные

(при ремонте и контроле решаются ли геохимические задачи).

Определение техническое состояние колонн и заколонного пространства скважин, скважинного забойного оборудования, конструкцию скважин

В процессе разработки месторождений ГИРС контролю подвергается практически весь фонд функционирующих (то есть находящиеся на балансе газодобывающих предприятий) скважин.

Это действующий эксплуатационный фонд, скважины, простаивающие по техническим и технологическим причинам (капитальный ремонт и др.), наблюдательные, нагнетательные, специальные (для специальных исследований, опытных работ).

Искривление скважины, выделение участков перегибов оси ствола скважины.

Основной метод – инклинометром.

Измерения точечным магнитным инклинометром проводятся в открытом стволе, в легклсплавных бурильных трубах, как исключение в стальных буровых трубах и обсадной колонне. Измерения проводятся в точках через 10 с после остановки прибора при подъёме.

Измерения непрерывными инклинометрами выполняются при плавном подъёме инклинометра со скоростью 500 м/ч

Измерения гироскопическими инклинометрами производятся при спуске прибора. Точечные измерения выполняются через 30 с после остановки прибора.