Дебитометрия и профили притока

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Геологический раздел

1.1 Географо-экономическая характеристика

1.2 Геолого-геофизическая изученность района работ

1.3 Геолого-геофизическая характеристика разреза

1.4 Тектоника

1.5 Нефтегазоносность

1.6 Геологические задачи проектируемых работ

2. Специальный раздел

• 2.1 Исследование притока и поглощения жидкости и газа в эксплуатационных и нагнетательных скважинах
• 2.2 Приборы для измерения расходов жидкости и газа
• 2.3 Термокондуктивная расходометрия
• 2.4 Расходомеры
• 2.5 Работа с дебитомером на скважине и интерпретация дебитограмм
• 2.6 Определение зависимости приращения температуры ДТ от коэффициента А для модели газа, воды и нефти

3. Проектная часть

3.1 Приборы для измерения расходов жидкости и газа

3.2 Определение зависимости приращения температуры ДТ от коэффициента А для модели газа, воды и нефти

3.3 Интерпретация дебитограмм

Заключение

Список литературы



Введение

Для уточнения положения, мощности и вертикальной неоднородности коллекторов, определения эффективности перфорации, гидроразрыва, солянокислотной обработки, оценки коэффициента продуктивности отдельных прослоев, а также для решения других задач в разрезе, вскрытом эксплуатационной скважиной, необходимо выделить интервалы, отдающие жидкость, определить дебит из каждого пласта. В нагнетательных скважинах соответственно необходимо выделить интервалы, принимающие жидкость, и определить объем жидкости, поглощаемой, каждым интервалом.

Аналогичные исследования необходимо проводить также до и после мероприятий по интенсификации пластов (солянокислотной обработки, гидроразрыва, дополнительной перфорации, и т. п.) с целью выяснения эффективности обработки.

В результате исследований получают график изменения суммарного (для всех пластов ниже заданной глубины) или поинтервального дебитов по глубине скважины, называемых профилями притока (поглощения) жидкости или газа.

Профили притока получают следующими методами: 1) измерением скорости движения жидкости в стволе скважины с помощью специальных приборов, называемых дебитомерами и расходомерами (первые предназначены для исследования эксплуатационных скважин, вторые - нагнетательных); 2) определением скорости движения по стволу скважины некоторой "метки ", например радиоактивных изотопов, нагретой воды: и т. п., добавленных в поток флюида, или части флюида, отличающейся радиоактивностью, температурой или другими свойствами; 3) изучением изменений температуры флюида в месте его.



1. Геологический раздел

1.1 Географо-экономическая характеристика

Северо-Ставропольское ПХГ находится в центральной части Предкавказья (рис. 1.1). Южная граница проходит в 20 км северней г. Ставрополя. Северная граница располагается на 5 км северней с. Беляев и на 10 км северней с. Московское. На западе граница Северо-Ставропольского ПХГ проходит в 5 км западней с. Старо-Изобильное, а на востоке граница проходит в 5 км восточнее с. Пелагиада.

С юго-востока на северо-запад через ПХГ проходит железная дорога г. Ставрополь - ст. Кавказская, которая на площади описываемой территории имеет три станции: у южной границы - ст. Пелагиада; в центральной части - ст. Рыздвяная; на северо-западе станция и районный центр г. Изобильный.

В административном отношении Северо-Ставропольское ПХГ находится в пределах Изобильненского, Шпаковского и Труновского районов Ставропольского края. В этих районах развита сеть автомобильных дорог, грунтовых и с твердым покрытием. Грунтовые дороги в период распутицы, после обильных и продолжительных дождей или снегопадов становятся непроходимыми. Климат района умеренно - континентальный: зимой средняя температура до минус 6 - 8, а летом преобладающая температура 20 - 22 3. Продолжительность безморозного периода колеблется от 130 до 224 дней, составляя в среднем 170 - 180 дней. Среднегодовое количество осадков составляет 715 мм. Максимальное их количество (80-95 мм/мес.) приходится на май - июль. Питьевое водоснабжение связано с песчаными отложениями среднего сармата. Основное направление ветров - восточное и западное. Максимальное промерзание почвы в суровые зимы составляет 30-40 см. Речная сеть развита относительно слабо. Небольшие речки протекают по периферийным частям Северо-Ставропольского ПХГ: р. Русская, р. Чибрик на юге; р. Ташла на востоке; р. Егорлык на западе. Так как описываемый район является по отношению к сопредельным площадям возвышенностью, с него берут начало ручьи и речки, многие из которых пересыхают в засушливые годы. Для населения сельской местности основным источником водоснабжения являются родники и колодцы, связанные с сарматскими песками, песчаниками и известняками. Сарматский водоносный горизонт широко распространён на возвышенностях Ставропольского края.

Орографически местность представляет собой плоскую возвышенность с абсолютными отметками от +300 до +420 м. К северу и к западу, рельеф понижается до +200м. Возвышенности Ставропольского края своим происхождением обязаны эрозионной стойкости сарматских известняков. По краям возвышенность пересечена глубокими балками. Наиболее крутые и обрывистые борта, в пределах описываемой площади, имеет долина р. Ташла и правый борт долины р. Чибрик. Коренное население занимается земледелием и животноводством. Промышленность развита слабо, в основном по переработке сельскохозяйственной продукции. Из полезных ископаемых основным является газ. Строительный материал представлен известняком - ракушником и кварцевыми песками. На востоке описываемой площади действуют три карьера, в которых добывают бутовый камень. По всей площади разбросаны песчаные карьеры, имеющие местное значение. На базе отработанного Северо-Ставропольского месторождения газа создано и успешно развивается базисное подземное хранилище газа с центром в п. Рыздвяном.

1.2 Геолого-геофизическая изученность

Первые геологические исследования площади начаты в 50^е годы XIX века, а уже в 1886 г. была опубликована первая геологическая карта Ставрополья. В 1910 году обнаружен горючий газ в миоценовых отложениях (в г. Ставрополь).

В 1939 году по результатам геологической съемки выявлена и подтверждена сейсмическими работами Сенгелеевская антиклиналь с наличием выходов горного газа на дневную поверхность по южному берегу Сенгелеевского озера, а в 1946 году здесь открыто первое промышленное газовое месторождение, связанное с хадумскими отложениями.

В 1940 г. по результатам геологической съемки масштаба 1:200 000 Н.С. Волковой выделена Северо-Ставропольская (Ново-Ставропольская) антиклиналь. В результате проведения сейсморазведочных работ в 1948 - 1949 г.г. она была подтверждена и уточнена. В 1950 г. проведена геологическая съемка масштаба 1:50000. В этом же году была открыта залежь газа в хадумском горизонте на Северо-Ставропольской площади, а по результатам сейсморазведочных работ МОВ и структурно-картировочного бурения выявлено Пелагиадинское поднятие, в пределах которого в 1951 г. из хадумских отложений также получен газ. В 1951 г. в пределах Северо-Ставропольского поднятия была открыта залежь в чокракских отложениях, а в 1955 - 1956 г.г. проведено разведочное бурение на зеленую свиту, завершившееся открытием новой залежи с подсчетом запасов. Все эти работы сопровождались глубоким бурением разведочных скважин, а в последующем и эксплуатационных скважин, как на месторождении, так и на ПХГ (1979 - 2004 г.г.). К настоящему времени на площади пробурено около 960 скважин, из них на зеленую свиту пробурено около 212 скважин. Из всей этой массы скважин только две вскрыли палеозойский фундамент, и одна девятисотметровую толщу пермо - триасовых красноцветов.

В результате этих и сопровождающих их работ были получены достаточно обоснованные представления об особенностях стратиграфии, тектоники и геоморфологии верхнего структурного этажа.

Глубинные геофизические исследования осадочного чехла проводятся с 30-х годов XX столетия (сейсморазведка МОВ). Начиная с 50-х годов, комплекс геофизических исследований существенно расширился, как за счет полевой, так и скважинной геофизики. В 1968 году вся территория Ставрополья была покрыта аэромагнитной съемкой масштаба 1:200000, а к настоящему времени и гравиметрической съемкой масштаба 1:200000. Сейсморазведочные работы МОВ проводились до 1967 г., а МОВ-ОГТ в 1993 - 1997 г.г. и 2002 г., 2003г. В 2003 году выполнены специализированные сейсмические исследования.

Глубинные сейсмические исследования (КМПВ, ГСЗ, МОВЗ, МОГТ) собственно площадь Северо-Ставропольской ПХГ не захватили. Они проводились или западнее (1989, 1991 г.), или восточнее (2000 г., 2002 г.), но они дают представление о положении и закономерностях изменения основных глубинных границ: кровли палеозойского фундамента, поверхности Мохоровичича, толщины земной коры и т.д.

Одной из особенностей результатов МОВЗ явилось выявление различия свойств фундамента в Южно-Ставропольском и Северо-Ставропольском блоках, связанное, по мнению авторов, с разной степенью метаморфизации палеозойских образований, что конкретизирует их перспективы на газ и нефть.

Результаты МОГТ по профилю 1-ЕВ показали ограниченность развития тафрогенных образований, которые концентрируются в неглубоких карманах, и малую толщину верхнего докембрия (2.2 км).

Кроме того, проводились исследования по сейсмическому районированию (1996 г.). С целью изучения неотектонических процессов выполнены повторные геодезические наблюдения по ряду профилей, позволившие дифференцировать процесс воздымания свода по величине во времени.

С целью решения промысловых задач проводилось цифровое геомоделирование залежи в зеленой свите.



1.3 Геолого-геофизическая характеристика разреза

Изученный бурением разрез отложений исследуемой площади представлен породами палеозойского, мезозойского и кайнозойского возрастов, образующих, в основном, два структурных этажа - палеозойский фундамент и мезозойско-кайнозойский осадочный чехол. Наибольшую толщину имеет палеозойский комплекс пород (свыше 2500 м), а наименьшую - мезозойский (90 - 190 м). Наибольший практический интерес представляет кайнозойский комплекс, содержащий газовые залежи.

Палеозой PZ

Палеозойские отложения представлены, по преимуществу, сланцами и известняками D₂-C₂ . В зоне грабена (скв. 162) развиты красноцветы тафрогенного пермо-триасового комплекса, толщина которого превышает 900 м.

Мезозой MZ

Меловая система K

Нижний мел, залегающий со стратиграфическим несогласием преимущественно на палеозойских отложениях, представлен аргиллитами и известковистым крепким песчаником. Общая толщина от 40 до 140 м.

Верхний мел - плотные известняки. Толщина 50 - 56 м.

Кайнозой KZ

Палеогеновая система Pg

Палеоцен - мощная толща песчано-глинистых пород, в основании которых преимущественно залегают глины, а в верхней части - крепко сцементированные песчаники. Общая толщина палеоцена 572 - 587 м .

Эоцен (форамениферовые слои) представлен отложениями зеленой (черкесской), бурой (кумской) и белой (белоглинной) свит. Общая толщина эоцена 280 - 310 м. Продуктивной является только зеленая свита, толщина которой от 240 до 270 м. Полный разрез её вскрыт скважинами 14, 23, 26, 36, 80, 81, 161, 162, 200 и представлен двумя пачками пород. Нижняя пачка, вмещающая продуктивный горизонт, - алевролиты, песчаники зеленого оттенка, слабоглинистые, слюдистые, не известковистые. В ней выделено три продуктивных пласта - I, (I - II), II. Пласт I - алевролиты, песчано-алевритовая фракция которых составляет 73%. Толщина 5,7 -12,3 м. Пласт - алевролит глинистый. Толщина 1,9 - 4,8 м. Пласт II - песчаник алевритистый; песчано-алевролитовая фракция 85%. Толщина 9,8 - 16,3 м. Общая толщина нижней пачки 100 - 110 метров.

Верхняя пачка зеленой свиты - известковистые глины и мергели с незначительными прослоями алевролита и песчаника. Эта пачка толщиной 150 м выполняет роль покрышки газовой залежи нижней пачки.

Бурая (кумская) свита прослеживается на всей площади и представлена бурыми, плотными мергелями суммарной толщиной от 9 до 17 м.

Белая (белоглинный горизонт) свита, представлена глинами слабо песчанистыми, сероватыми с зеленым оттенком, содержащими форамениферы. Толщина 20 - 35 м.

Олигоценовый отдел P₃

Хадумский горизонт - алевриты, алевриты глинистые, алевролиты глинистые, алевролиты сильно глинистые и глины - подразделяется на три пачки, общая толщина которых изменяется от 68 до 115 м в зависимости от степени размыва белоглинного горизонта. В основе деления на пачки положен принцип песчанистости. Нижняя пачка III представлена переслаивающимися алевролитами, алевритами и алевритистыми глинами.

По мере удаления от сводовой части антиклинали в данной пачке происходит замещение песчаного материала глинистыми алевролитами и, как следствие, уменьшение эффективной толщины и эффективной пористости. Толщина пачки III изменяется от 45 до 90 м.

Пачка II (алевритовая) представлена алевритами серыми, с тонкими прослоями алевритистых глин. Песчаная фракция составляет 68 - 98%, а глинистая - 2 - 32%. Данная пачка характеризуется литолого-фациальной невыдержанностью, как по вертикали, так и латерали. Причем от сводовой части антиклинали к её периферии происходит увеличение доли глинистых алевролитов и уменьшение толщины пачки. Эффективная пористость составляет 26 - 30%, а толщина 10 - 37 м .

Пачка I залегает в верхней части хадума и представлена песчанистыми глинами темно серого цвета с коричневатым оттенком. При переходе от Северо-Ставропольской антиклинали к Пелагиадинской в пачке появляется значительное число алевритовых прослойков. Толщина пачки не превышает 10 - 15 м. Она является хорошим каротажным репером (_к = 2,5 Омм).

Согласно А.А. Ханина алевриты, содержащие пелитовые частицы до 5%, имеют пористость от 800 до 1700 мД и плотность 1,6 - 1,7 г/см³. Алевриты глинистые, содержащие пелитовые частицы от 5 до 10%, имеют пористость открытую 35 - 37% и эффективную 25 - 29%, абсолютную газопроницаемость от 300 до 800 мД и плотность 1,70 - 1,75 г/см³. Алевролиты глинистые, содержащие пелитовые частицы от 10 - 15% имеют пористость открытую 33 - 35% и эффективную 17 - 25%, абсолютную газопроницаемость от 100 до 300 мД и плотность 1,75 - 1,81 г/см³.

Алевролиты сильно глинистые, содержащие пелитовые частицы от 15 до 25%, имеют пористость открытую 26 - 33% и эффективную 13 - 17%, абсолютную газопроницаемость от 10 до 100 мД и плотность 1,81 - 1,91 г/см³. При содержании пелитовых частиц больше 25% пористость открытая менее 26% и эффективная < 13%, при абсолютной газопроницаемости менее 10 мД и плотности более 1,91 г/см³. Глины, содержащие прослои алеврита имеют пористость открытую 24 - 26% и плотность 1,94 - 2,3 г/см³.

Майкопская свита, представлена глинами в основном темными с коричневатым оттенком, слоистыми и плохо слоистыми, плотными, с конкрециями сидерита. Толщина 450 - 620 м. Увеличение её (толщины) происходит по мере перехода от свода к крыльям антиклинали.

Неогеновая система N

Миоценовый отдел N1

Чокракский горизонт, залегающий на размытой поверхности майкопских глин, представлен зелеными сильно песчанистыми глинами с прослоями мергелей и песка разной толщины (до 6 м). Толщина горизонта изменяется от 5 до 16 м.

Караганский горизонт сложен глинами, от темных до светлых, с прослоями и линзами кварцевого песка, достигающими 6 - 9 м. Общая толщина горизонта изменяется от 50 до 75 м.

Конский горизонт представлен переслаиванием темно-серых с зеленоватым оттенком глин и мергелей. В нижней части встречаются тонкие прослои песка. Толщина горизонта от 1 до 19 м.

Сарматский ярус в пределах ПХГ включает два подъяруса - нижний и средний.

Нижнесарматский подъярус разделен на две части (по фациальным и литологическим особенностям). Нижняя часть - глины темно-серые плотные, слоистые, с прослоями серого алеврита. Толщина колеблется от 20 до 41 м. Верхняя часть - глины серые с прослоями песка и мергелей, со скоплениями раковин (ракушечный известняк). Толщина верхней части колеблется от 10 м (на юге) до 40 м (на севере). Общая толщина нижнесарматских отложений от 39 до 77 м.

Средний сармат разделяется на две свиты. Нижняя свита включает мамайский и криптомактровый горизонты. Верхняя свита - ясеновский, форштадский, холоднородниковский горизонты. Разбивка произведена, в основном, по фауне. Нижняя свита, представлена глинистыми известняками и мергелями, переслаивающимися с известковистыми глинами. Вверх по разрезу преобладают глины с линзочками и прослоями серого песка и песчаника. Общая толщина нижней свиты 50 - 75 м. Верхняя свита среднего сармата представлена песчаниками с тонкими прослоями светло-серых известняков-ракушняков и глин. Толщина - от 25 м (на севере) до 70 м (на юге).

Плиоценовый отдел P₁

Выделяют морской плиоцен (понтический ярус) и континентальный плиоцен (армавирская свита). Понтический ярус залегает трансгрессивно на нижележащих отложениях среднего, нижнего сармата и даже караганского горизонта. Представлен глинами темно-серыми, нередко песчанистыми, песками, глинистыми известняками, каолинитом. Толщина понта колеблется от 0 м до 3,5 м.

Армавирская свита - разнообразные глины с обломками и стяжениями известняков и прослоями песка. Толщина от 0 до 2 м.

Четвертичная система Q

Четвертичные отложения представлены желтовато-серыми супесями, суглинками, элювием и аллювием. Толщина их колеблется, в основном, от 0 до 10 м.

1.4 Тектоника

Основным структурным элементом Ставропольской нефтегазоносной области является Ставропольский свод (структура первого порядка), входящий в состав Предкавказской микроплиты. В палеозойском фундаменте он выражен поднятием антикавказского (поперечного) направления [М.В. Муратов, 1975 г.], ограниченного: на юге Восточно-Кубанским прогибом и разделяющим их Армавиро-Невинномысским разломом; на западе - Кропоткинской впадиной; на севере - Манычским прогибом; на востоке - Прикумским поднятием и Чернолесской впадиной.

Деление Ставропольского свода на структуры второго порядка у разных авторов различно Н.Ю. Успенская, 1963; А.Я. Дубинский, 1965; М.В. Муратов, 1975; А.И. Летавин, 1987 и др как по детальности, так и топонимике. Наиболее простое - трехчленное деление: Южно-Ставропольский блок, Спицевский прогиб и Северо-Ставропольский блок. Северо-Ставропольская антиклиналь - локальная структура третьего порядка, относится к одноименному блоку.

Согласно более детальной схеме, Ставропольский свод подразделяется на Южно-Ставропольский вал, Чернолесский прогиб, Сенгилеевскую седловину, Спицевский прогиб и Северо-Ставропольский вал. Ещё более детальную схему приводит А.И. Летавин. Структурные элементы третьего порядка, образующие антиклинали и зоны поднятий, как правило, тяготеют к разрывным нарушениям, проявившимся преимущественно в палеозойском фундаменте. Они (разрывы) выделены по геолого-геофизическим (гравиметрия, сейсморазведка) данным и подразделяются по направлению простирания на кавказские (донбасские) и антикавказские (антидонбасские), образующих взаимно ортогональную систему. К первым из них относятся Армавиро-Невинномысский, Бейсугский и Кущевский, переходящие в Срединно-Предкавказский, Передовой и ряд более мелких разрывов. Ко вторым (актикавказским) относятся Западно-Ставропольский, Восточно-Ставропольский и ряд более мелких разломов.

По кровле алевритовой пачки хадума Северо-Ставропольское поднятие, отделенное небольшой седловиной от Пелагиадинского, характеризуется значительными размерами и несколько асимметричным строением. Юго-восточное его крыло несколько круче северо-западного. Большая ось, следуя с юго-запада на северо-восток, в районе свода изгибается в северном направлении. Протяженность складки по большой оси в пределах внешнего контура газоносности около 33 км. Ширина залежи достигает 20 км. Амплитуда поднятия по замкнутой изогипсе - 510 м достигает 183 м.

Пелагиадинское поднятие также асимметрично: северное крыло и восточное переклинальное окончание несколько круче, чем южное крыло и западная переклиналь. Большая ось складки имеет субширотное простирание, претерпевая в районе свода некоторый изгиб. Протяженность поднятия по большой оси в рамках внешнего контура газоносности 18 км, а по малой оси - 12 км. Амплитуда поднятия по замкнутой изогипсе - 510 м составляет 85 м.

Структурные планы Северо-Ставропольского ПХГ по другим горизонтам в основном совпадают друг с другом. По чокракскому горизонту свод на 3,5 км смещен к югу и юго-востоку от свода по хадумскому горизонту.

В пределах исследуемого района среди пликативных нарушений выделяется несколько брахиантиклинальных складок - Северо-Ставропольская, Пелагиадинская и Тищенский прогиб - которые входят в состав структуры 1-го порядка - Ставропольского свода.

Северо-Ставропольская брахиантиклинальная складка представляет собой структуру, несколько вытянутую в северо-восточном направлении, с полого падающими крыльями (рис. 1.8; 1.9). Соотношение между осями 1:1,5. Углы падения не превышают 1-2^о. Максимальные углы падения отмечаются на западе, где брахиантиклинальная складка ограничивается Тищенским прогибом

Пелагиадинская брахиантиклинальная складка вытянута в широтном направлении с соотношением осей 1:3 (рис. 2; 3;4). Углы падения слоёв не превышают 1,5^о. Складка имеет асимметрию, её северное крыло и восточное периклинальное окончание несколько круче, чем южное крыло и западная периклиналь. Пелагиадинская брахиантиклинальная складка осложнена на юге небольшим Шпаковским поднятием, имеющим северо-западное простирание. Пелагиадинская складка соединяется со Шпаковским поднятием седловиной в районе скв. № 11Шп. Северо-Ставропольская и Пелагиадинская брахиантиклинальные складки сочленяются между собой седловиной в районе скв.№55 и скв.№54.

протекающим процессом суффозии, а также крутизной склонов, на отдельных участках достигающих 60^о.

В описываемом районе по бортам речных долин, балок и оврагов очень сильно развиты оползневые явления. Это объясняется большими эрозионными врезами (десятки метров), залеганием холоднородниковских пород на пластичных, с низким коэффициентом трения, глинах и активно протекающим процессом суффозии, а также крутизной склонов, на отдельных участках достигающих 60^о.

1.5 Газоносность

В 1959-61гг. геологоразведочной конторой треста "Кавказнефтегазразведка" в результате проведения разведочных работ было установлено наличие в чокракском горизонте единой газовой залежи, охватывающей Северо-Ставропольскую площадь. Первоначальное пластовое давление в чокраке и карагане составляло 0,31 атм. Максимальные рабочие дебиты скважин в чокракском горизонте изменяются от 2700 до 350 м³/сут. при работе через штуцера d = 13,5 - 5мм. Коэффициент газонасыщенности равен 0,68-0,69.

Анализ результатов ГИС по ССПХГ показал, что газоносные пласты в чокракском горизонте характеризуются величинами УЭС, равными 10 и более омм. В северной части и на востоке исследуемой территории граница значений УЭС=10 омм совпадает с внешним контуром газоносности, на юге площади она имеет изрезанный характер.

По результатам интерпретации всего имеющегося геологического и геофизического материала были определены положения ГВК по состоянию на 1961 и 2002г.г., отражающие пространственное изменение залежи за этот период. Контур ГВК в 1961г. проходил по изогипсе +142 м. За прошедшие 41 год уровень ГВК претерпел следующие изменения:

опустился на в северо-восточной части Северо-Ставропольского участка;

незначительно опустился в восточной части площади;

не изменился в северной и западной частях структуры.

В караганском горизонте дебиты газа изменяются от 20 до 1200 м³/сут. при работе через штуцера d = 7-13,5 мм. Открытая пористость в III и IV горизонтах карагана, определенная по образцам керна из скв. 11 и 19 Казино-Грачевским, составила от 23,5 до 27,8%. Состав газа преимущественно метановый.

Газоносность конкского горизонта установлена (скв. К-1) в западной части Северо-Ставропольской площади. ГВК здесь характеризуется абсолютной отметкой +150 м. По аналогии с Северо-Ставропольской площадью газоносными являются пласты, в которых кажущееся удельное электрическое сопротивление составляет более 10 Ом*м. Залежи газа в конском горизонте литологические экранированные. Это определяется частым фациальным переходом пород коллекторов в не коллекторы и наоборот.

Газ из мамайского горизонта получен в скважине № 9RP, пробуренной в 2002 году в с. Пелагиада, в 9м от грифона. Первоначально давление на устье скважины № 9RP достигало 3 ^кг/_см². После 3 месяцев разгрузки (горел факел) давление в ней упало практически до нуля. В настоящее время из скважины № 9 RP отмечается лишь слабое газопроявление. Возможно это результат струйного перетока газа из старой, разгерметизировавшейся скважины через мамайский горизонт.

Холоднородниковский горизонт является проницаемым по вертикали для жидких и газообразных флюидов, следовательно, каких-либо долго живущих залежей в нем быть не может.

В пределах Северо-Ставропольского месторождения выделено четыре залежи, приуроченные к отложениям зеленой свиты, хадумского, чокракского и караганского горизонтов. Все залежи связаны с терригенным типом коллекторов. По остальным показателям (эффективная пористость, запасы газа, состав газа и т.д.) они существенно различаются.

Залежь зеленой свиты, приурочена к высокопористым разностям алевролитов и песчаников, относящихся по своему генезису к прибрежно-морским (принесенными донными течениями). По типу резервуара она относится к водоплавающей сводово-пластового типа. Первоначальный газоводяной контакт соответствовал горизонтальной поверхности с абсолютной отметкой (- 647 м).

Запасы газа составляли 11,87 млрд. м³ при пластовом давлении 7,37 МПа и температуре +73С. Площадь залежи в пределах контура газоносности составила 45 км² при высоте 41 м. Газ метановый (СН₄ - 84,9%, С₂Н₆ - 3,95%, С₃Н₈ - 2,45%, С₄Н₁₀ - 1,4%, N₂ - 6,4%); средний относительный удельный вес 0,652. Для сравнения, газ в чокракской залежи имел относительный удельный вес - 0,57 (СН₄ - 97,7%), а в хадумской залежи - 0,561 (СН₄ - 99%).

Залежь зеленой свиты перекрыта региональной покрышкой (известковые глины, мергели) толщиной 150 м.Рабочий дебит скважин колебался от 200 до 350 тыс. м³/ сутки.

В настоящее время состав газа изменился с увеличением доли метана (СН₄ - 95,01%, С₂Н₆ - 2,43%, С₃Н₈ - 0,32%, С₄Н₁₀ - 0,1%, С₅Н₁₂ - 0,08%, N₂ - 1,35%), и, как следствие, уменьшился средний удельный вес - 0,586.

Залежь хадумского горизонта связана с пачками II и III, представляющими собой единый гидродинамически связанный объект. Первоначальный ГВК, представляющий собой наклонную поверхность северо-восточного падения, характеризовался а.о. от - 466 на западе (скв. 22) до - 529 на востоке (скв. 18к). Площадь залежи 600 км², а эффективный поровый объем 3,33 км³. Начальная пластовая температура 64,7 (Северо-Ставропольская залежь) и 70,2 (Пелагиадинская), а пластовое давление 64,4 ат (66,5 ата). Утвержденные в 1960 г. геологические запасы (объемным методом) 205 000 мл.м³. По методу падения давления принято 220000 млн.м ³; по результатам вычислений 1983 года получено даже 230 000 мл.м³. Залежь по своему типу является пластовой, хотя некоторые авторы относят её к практически массивной.

Чокракская залежь, эксплуатируемая для местных нужд с 1952 года, утверждена с запасами 116 млн. м ³ (1963 г.). Начальное пластовое давление газа 1,35 ата, а положение ГВК от 120 м на с-з до 140 м на ю-в.

Караганская залежь оценена с запасами 147 мл.м³ и подразделяется на две гидродинамически разделенные залежи: в нижнем карагане ГВК от 110 м на с-з до 130 м на ю-в; в среднем карагане ГВК на отметке 160 м.

1.6 Геологические задачи проектируемых работ

В процессе эксплуатации Северо-Ставропольского ПХГ необходимо осуществлять комплексные гидродинамические, геофизические и лабораторные исследования для изучения характера изменения газонасыщенности пластов и на основании полученных данных принимать меры для наиболее эффективного и рационального использования ПХГ. Все исследования, направленные на выполнение первой части этой задачи, именуются работами по контролю за эксплуатацией ПХГ.

Промыслово-геофизические методы - основные виды контроля за эксплуатацией за ПХГ. Они включают все исследования, выполняемые в скважинах с использованием каротажного кабеля и регистрирующей аппаратуры каротажной станции. Они выполняются с целью изучения физических свойств пласта, определения состояния цементного кольца, обсадной колонны, определения состава и скорости движения смеси в стволе и межтрубном пространстве.

Область применения промыслово-геофизических методов при контроле за эксплуатацией месторождений и подземных хранилищ газа постоянно растет. В настоящее время этими методами необходимо решать следующие задачи:

*контролировать динамику газонасыщенности и газоводяного контакта в скважинах;

*контролировать распределение газонасыщенности по мощности пласта-коллектора;

*изучать техническое состояние скважин.



2. Специальный раздел

2.1 Исследование притока и поглощения жидкости и газа в эксплуатационных и нагнетательных скважинах

Дебитомеры и расходомеры могут быть с местной регистрацией и дистанционные. В приборах с местной регистрацией измеренная величина регистрируется устройством, помещенным в самом скважинном снаряде. Их пакеры обычно раскрываются однократно с помощью спускового механизма, также размещенного в скважинном снаряде. В дистанционных приборах измеряемая в виде электрического сигнала величина передается на поверхность по кабелю и там регистрируется обычными регистраторами станций.

Дебитомеры различаются также способом пакеровки. Дебитомеры с абсолютной пакеровкой обеспечивают проход всего потока через измерительный канал. Дебитомеры с пакерами зонтичного типа лишь частично перекрывают пространство между стенкой скважины и дебитомером.

Существуют также более простые дебитомеры без пакеров. Их применение целесообразно при измерении больших расходов жидкости или газа, а также при стационарной установке прибора в скважине, когда доля флюида, проходящего через датчик, остается примерно постоянной. Введение пакеров в конструкцию дебитомеров вызывает значительное усложнение их конструкции, но в то же время повышается точность определения дебитов.

По принципу действия основного элемента - датчика наиболее распространенные скважинные дебитомеры и расходомеры относятся к одному из двух типов: турбинным (вертушечным) или термоэлектрическим.



2.2 Термокондуктивная расходометрия

Принцип работы термокондуктивных расходомеров основан на зависимости температуры подогреваемого термодатчика от скорости потока флюида. Термодатчиком служит резистор, нагреваемый током до температуры, превышающей температуру окружающей среды. Приращение температуры термодатчика , позволяющее судить о скорости потока, определяется либо по приращению сопротивления датчика (в приборах типа СТД либо по приращению частоты . Термокондуктивные расходомеры должны удовлетворять следующим требованиям: допустимая погрешность определения приращения температуры не должна превышать ±0,2 °С; тепловая инерционность датчика не должна быть более 10 с; верхний предел измерений дебита осевого потока не должен быть ниже 150 м³/сут; диаграммы должны повторяться с погрешностью не более удвоенной величины флуктуационной ошибки измерения.

2.3 Расходометры устройство и принцип действия

Чувствительным элементом термокондуктивных расходомеров (рисунке 2.1) является резистор-датчик, нагреваемый электрическим током до температуры, превышающей температуру среды. Резистор-датчик включен в мостовую схему, с помощью которой наблюдается изменение его сопротивления при постоянной величине нагревающего тока. По величине этого изменения можно судить о температуре датчика и скорости потока.

Термокондуктивный индикатор СТИ. Термокондуктивный индикатор СТИ предназначен для исследования нефтяных эксплуатационных и нагнетательных скважин через насосно-компрессорные трубы диаметром 50 мм и выше, а также через межтрубное пространство и рассчитан на работу в комплексе с каротажными станциями, оборудованными универсальными источниками питания УИП-К и каротажными регистраторами.

Принцип действия. Скважинный термокондуктивный индикатор притока СТИ работает по принципу термоанемометра: в нем установлен датчик (активное сопротивление), нагреваемый постоянным стабилизированным током до температуры большей температуры омывающей его среды. Набегающий поток жидкости или газа охлаждает датчик и тем самым изменяет его активное сопротивление. В скважине величина теплоотдачи датчика зависит от скорости потока, теплофизических характеристик среды, тока питания. В скважине постоянного диаметра в однородной среде теплоотдача датчика зависит только от скорости потока. Активное сопротивление в таком случае обратно пропорционально средней линейной скорости потока, что позволяет в благоприятных условиях измерять скорость потока и построить профиль притока или поглощения флюида. Для среды с неоднородным распределением теплофизических характеристик (в обводненных нефтяных скважинах или с "застойной" водой) определяются только качественные показатели притока пласта.

Активное сопротивление датчика определяется по мостовой схеме, в измерительную диагональ которой включен регистратор. Измерительный мост расположен в наземном пульте, к которому подключено стабилизированное, питание от источника УИП-1, УИП-2 или УИП-К. Скорость флюида, обтекающего датчик, регистрируется в виде диаграммы изменения выходного сигнала измерительного моста панели управления регистраторами серийных каротажных станций. Скважинный прибор состоит из блока преобразователя температуры и притока, предназначенного для преобразования изменения скорости и температуры радиального потока в изменения сопротивлений преобразователя притока; сменных центраторов, для центрирования скважинного прибора в эксплуатационной колонне при спуске его через насосно-компрессорные трубы. Технические характеристики термокондуктивных индикаторов притока различных типов приведены в таблице 1.



Таблица 1 - техническая характеристика термокондуктивных индикаторов притока типа СТИ

Показатель	Тип аппаратуры
	СТИ-4	СТД-2
Диапазон измерений расхода скважинного флюида, м3/сут: по нефти, воде и двухфазным смесям по газу	1-300 ?1·106	?300 ?1·106
Минимальный диаметр обслуживаемыхскважин, мм	30	50
Ток через датчик при измерениях, мА	120 или 150
Активное сопротивление датчика, Ом	1000+50
Скорость записи, м/ч	?100
Максимальная температура окружающей среды, °С	80
Максимальное гидростатическое давление, МПа	30	40
Кабель: тип максимальная длина, м	КОБД-2 КОБД-2,4 3000
Габаритные размеры индикатора притока СТИ, мм	1865Ч25	900Ч36
Масса, кг	4,6	2
Система измерения	Аналоговая
Диапазон измерений расхода скважинного флюида, м3/сут: по нефти, воде и двухфазным смесям по газу	2-600 (2·103)-(1·106)	2-1000 ?1·106
Минимальный диаметр обслуживаемых скважин, мм	30	50
Ток через датчик при измерениях, мА	120 или 70	150 или 75
Активное сопротивление датчика, Ом	1000±50
Скорость записи, м/ч	?100
Максимальная температура окружающей среды, °С	150
Показатель	Тип аппаратуры
	СТИ-8	ПСК-1(блок СТИ)
Максимальное гидростатическое давление, МПа	60
Кабель: 1 тип 2 максимальная длина, м	КП-2-180 КГЗ-67-180 5000 6000
Габаритные размеры индикатора притока СТИ, мм	1800Ч25	431Ч36
Масса, кг	10	2
Система измерения	Аналоговая

Термоэлектрический скважинный дебитомер СТД. Техническая характеристика скважинного термокондуктивного дебитомера

1) Назначение - исследование скорости потока жидкости по колонне по результатам измерения приращения температур. Прибор СТД-2 используется для фонтанирующих и нагнетательных скважин; СТД-4 - для скважин, эксплуатирующихся при помощи штанговых насосов.

2) Тип прибора - беспакерный.

3) Аппаратура рассчитана для измерений на одножильном бронированном кабеле и на работу с серийными каротажными станциями.

4) Параметры датчика:

сопротивление при 20°С, Ом………………………………………1000±4

наружный диаметр корпуса датчика, мм………………..……………….8

длина, мм……………………….…………...…………………………...300

рабочий ток, мА:

в режиме дебитомера……………………………………...…..120 или 150

в режиме термометра………….……………………………………10-12

5) Запись дебитограмм как по точкам (около 5 мин на 1 точку),

так и непрерывно со скоростью порядка 100 м/ч, что соответствует

минимальной скорости современных подъемников.

6) Порог чувствительности (в начале шкалы) -около 4 м³/сут по воде, около 1-3 м³/сут по нефти.

7) Максимальное рабочее давление 360 кгс/см²

8) Максимальная рабочая температура +80°С

9) Габариты скважинного прибора, мм:

СТД-2: диаметр -36, длина -540

СТД-4: диаметр -20, длина -430.

10) Вес скважинного прибора около 1 кг.

Термоэлектрический скважинный дебитомер СТД работает по принципу термоанемометра. На рисунке2.2 показана упрощенная электрическая схема дебитомера. Сопротивление датчика дебитомера R_д нагревается проходящим по нему током (120-150 мА) и его температура становится выше температуры среды в скважине. В местах притока жидкости (газа) датчик охлаждается, в результате чего изменяется его сопротивление. Это изменение сопротивления фиксируется мостовой схемой, в одно из плеч которой включен датчик. Измеряемый параметр в виде напряжения разбаланса моста регистрируется измерительным прибором или фоторегистратором каротажной станции.

Переход от приращений сопротивления к скорости движения жидкости (газа) осуществляют по эталонной кривой, получаемой в результате эталонирования прибора, т. е. измерения его показаний при различных скоростях потока в трубе того же диаметра, что и диаметр обсадной колонны.

Сопротивление датчика помещают в металлическую трубку диаметром 8 мм и длиной 300 мм; для уменьшения постоянной времени свободное пространство в трубке заливают металлическим сплавом с температурой плавления 80-130 °С.

Исследования дебитомерами, как правило, проводят в действующих скважинах. Лишь при необходимости установления межпластовых перетоков иногда исследуют остановленные скважины.

Исследования могут проводиться при непрерывном движении прибора в скважине либо "по точкам", т. е. на отдельных глубинах при неподвижном приборе. При обработке результатов, используя данные эталонировки прибора, от импульсов в минуту переходят к абсолютным величинам - дебиту в кубических метрах в сутки.

Полученная кривая, показывающая количество (долю) жидкости, проходящей через сечение скважины на различных глубинах, называется интегральной дебитограммой (Рис2.3, а, кривая 1). Она показывает суммарный дебит всех пластов, расположенных ниже данной глубины. В интервалах притока на такой дебитограмме наблюдается рост показаний, а в интервалах поглощения - их уменьшение. Приращение показаний в определенном интервале пропорционально количеству жидкости, отдаваемой (поглощаемой) этим интервалом. Так, на рисунок 2.3 притоки жидкости наблюдаются в четырех интервалах, отмеченных стрелками, причем наибольшая часть притока (7 м³/сут, или около 40%) связана с верхним интервалом (1529-1539 м). Далее по интегральной дебитограмме строят дифференциальную дебитограмму (рисунок 2.3, а, кривая 2), показывающую интенсивность притока (поглощения) на единицу мощности пласта. Для получения абсцисс этой кривой приращения показаний на интегральной кривой делят на мощность интервала, в котором наблюдается соответствующее приращение.

На рисунке 2.3, б изображена схематическая дебитограмма, полученная термодебитомером. При переходе через интервал, на котором в скважину поступает жидкость, следовательно, изменяется скорость движения потока, за счет изменения теплообмена изменяется сопротивление чувствительного элемента. По этому изменению и выделяют отдающий интервал. Вследствие более сильного влияния потока жидкости, перпендикулярного к оси прибора (радиального потока), по сравнению с потоком вдоль оси скважины в кровле отдающих жидкость интервалов (но не всегда) наблюдается минимум, выше которого отмечается некоторый рост показаний. Подошва интервала поступления жидкости в скважину отмечается по началу спада кривой (при движении прибора снизу вверх), а кровля - по минимуму или (при его отсутствии) по точке перегиба кривой. Количественное определение дебита проводят по разнице дТ между показаниями ДТ ниже интервала и выше интервала притока (после прохождения указанного выше переходного участка непосредственно после минимума). Переход от значений дТ к дебиту осущестляют по градуировочной кривой. Поскольку теплопроводность нефти, газа и воды различна, приращение сопротивления для трех сред при одной и той же скорости потока различна. Поэтому эталонировочная кривая должна быть получена для каждой из этих сред. Из-за различия теплопроводности сред термодебитомер показывает изменение показаний при переходе через раздел вода - нефть или вода - газ. Аналогично производят построение интегрального и дифференциального профилей по данным механической расходометрии. Интегральный профиль притока может быть описан формулой:



где h_к h_п - глубины залегания кровли и подошвы исследуемого работающего интервала, q_z - удельный расход. Если движение флюида происходит вниз по стволу, то получаемый профиль расхода будет являться уже профилем приемистости. Зависимость расхода флюида от глубины описывается выражением

дифференцирование которого дает профили расхода отдельных интервалов. Для i-го объекта дифференциальный профиль может быть построен по удельным расходам д_г:

где , расходы в верхней и нижней точках изучаемого интервала глубин (рисунок 2.4).

2.5 Работа с дебитомером на скважине и интерпретация дибитогррамм

Переход от приращения ДT к объемной скорости Q движения потока осуществляется по эталонной кривой ДТ=f(Q), получаемой по результатам измерений ДT при различных скоростях движения жидкости в трубах. Диаметр труб должен быть равен диаметру эксплуатационной колонны, в которой намечается проводить замер СТД.

Измерения аппаратурой СТД в скважине проводят по точкам или непрерывно. При работе по точкам показания отсчитывают приблизительно через 5 мин после включения тока питания датчика, когда практически заканчивается процесс установления теплообмена. Непрерывная запись осуществляется при неравновесном режиме работы мостовой схемы. В результате измерений получают кривую изменения приращения температуры датчика с глубиной, называемую дебитограммой (рисунок - 2.5).

При переходе через интервал, на котором жидкость поступает в колонну и, следовательно, изменяется скорость движения потока, происходит изменение приращения температуры датчика; по этому изменению и выделяют отдающий жидкость интервал. Вследствие наличия радиальной составляющей движения потока против интервала поступления жидкости в колонну переход от значения приращения под этим интервалом к меньшему значению над ним происходит не монотонно, а так, как это показано на рисунок 2.5. В кровле интервала наблюдается минимум; переход от минимальных показаний к установившимся значениям приращения над интервалом притока происходит на длине, зависящей от режима потока, но не превышающей 40 диаметров скважины. Иногда минимум в кровле получается нечетким или совсем не отмечается.

Подошву интервала, на котором жидкость поступает в скважину, отмечают по началу спада кривой (при движении снизу вверх), кровлю - по минимуму кривой. Если минимум против кровли интервала не выделяется, границы его отмечают по точкам перегиба кривой. Мощность выделяемого при этом интервала может быть несколько завышена.

За изменение приращения температуры на Я-том интервале притока (Д_Я) принимают разницу между усредненными показаниями ДТ_Я ниже интервала притока и усредненными установившимися показаниями ДТ_Я выше интервала. По этим данным, пользуясь эталонировочной кривой ДT = f(Q), можно получить прирост объемной скорости ДQ_i на i-том интервале притока. Способ определения прироста объемной скорости ДQ_i по изменению приращения температуры Д_Я иллюстрируется Рис. 7. Для повышения однозначности интерпретации необходимо следить за параметрами датчика и учитывать местоположение исследуемого участка разреза относительно интервала перфорации. На диаграмме имеется ряд характерных участков, на которые при интерпретации следует обращать внимание в первую очередь.

Участок, относящийся к эксплуатационной колонне выше самого верхнего интервала притока с показаниями ДT_эк соответствующими суммарному дебиту скважины Q_У. Последний определяется по измерениям на поверхности.

Участок, относящийся к эксплуатационной колонне ниже самого нижнего интервала притока, где скорость равна нулю. Показания в этом случае (ДТ_0Н в нефти и ДТ_0В в воде) должны соответствовать значениям, полученным при эталонировании прибора в неподвижной среде при заданной силе тока питания датчика.

Если в скважине имеется раздел нефть-вода, то четко отмечается рост приращения при переходе от воды к нефти. Если этот раздел располагается в той части скважины, где нет движения жидкости, то при переходе от воды к нефти должно наблюдаться изменение приращения от ДТ_0В до ДТ_0Н. Если в воде значение приращения температуры отличается от ДТ_0В, то это служит надежным признаком движения жидкости по скважине и наличия притока в нижней части скважины.

3. Участок, относящийся к эксплуатационной колонне в промежутке между отдающими интервалами, - участок установившегося потока ДТ_у. Он может иметь место при условии достаточного расстояния между кровлей нижележащего и подошвой вышележащего интервалов.

4. Участок, относящийся к лифтовой колонне, при входе в которую (в связи с резким возрастанием линейной скорости движения жидкости) величина приращения снижается до величины ДТ_лк. Если эксплуатация ведется по затрубному пространству, то при входе в лифтовую колонну скорость потока снижается, а величина приращения температуры возрастает.

Сняв отсчеты по перечисленным участкам, можно определить профиль притока в исследуемом интервале. Для более точной интерпретации дебитограмм необходимо иметь данные о характере жидкости, заполняющей исследуемый интервал скважины, полученные резистивиметром, влагомером, плотностномером или другим способом, и данные о дебите и составе жидкости, определяемые на поверхности. В скважине получают, как правило, минимум две дебитограммы (вторая повторная), одну термограмму и кривую ПС. Прежде чем приступить к интерпретации дебитограмм, необходимо проверить их качество. Дебитограмма считается качественной, если при повторении обеспечена воспроизводимость не хуже ±0,5°С. Повторяемость дебитограмм должна обеспечиваться не только по форме, но и по абсолютным значениям измеренного сигнала на идентичных глубинах.

В качестве примера на рисунке 2.6 показаны результаты исследования скважины термоэлектрическим дебитомером и их интерпретация. Скв. 54 Северо-Ставропольского ПХГ эксплуатировалась фонтанным способом и имела следующие интервалы перфорации: 1364- 1369; 1377-1381; 1400-1404 м (песчаники). Общий дебит нефти из скважины не превышал 14 м³/сут. По дебитограмме можно сделать вывод, что отдающими являются интервалы 1365,6-1369 и 1379,2-1381 м. Величина приращения температуры для суммарного дебита Q_у = 14 м³/сут составляет ДТ_эк 27°С, а в неподвижной нефти (Q = 0) ДТ_0Н З0°С. Считая, что для данного диапазона значений объемных скоростей зависимость приращения сопротивления от дебита линейная, получим в интервале 1365,6-1369 м дебит 3 м³/сут, в интервале 1379,2-1381 м - 10 м³/сут.

Нижний интервал перфорации практически не работает. Из дебитограммы видно, что на глубине 1363 м находится окончание лифтовых труб, а на глубине 1403 м - раздел нефти и воды (для использованного датчика ДT_0В = 14°С).

Анализ дебитограмм, снятых термокондуктивным дебитомером, показал, что эффективность выделения по ним отдающих интервалов зависит от условий измерения. В скважинах с однородной средой во всех случаях по измерениям аппаратурой СТД уверенно выделяются все работающие интервалы вскрытого пласта, профиль притока в этом случае характеризуется количественно. В безводных скважинах, в которых имеется застойная вода, и в скважинах, дающих нефть с водой, выделение отдающих интервалов усложняется, а дифференциация дебитограмм СТД в ряде случаев снижается.

Рисунок 2.7. Пример, иллюстрирующий снижение разрешающей способности термокондуктивного дебитомера при исследовании безводной скв. 139 Трехозерной площади при расположении притока под уровнем застойной воды. Пример снижения разрешающей способности термокондуктивного дебитомера при исследовании скважины, фонтанирующей безводной нефтью под уровнем застойной воды, приводится на рисунок 2.7. Исследования проводились при режимах работы в 40 и 60 м³/сут. По дебитограмме СТД четко выделяется хвостовик насосно-компрессорных труб на глубине 1463 м. Наиболее четко притоки отмечаются в интервалах 1487-1489 и 1490- 1492 м при большом дебите. Дебитограммы при меньшем дебите менее дифференцированы. Нефте-водораздел в данной скважине располагается выше отдающих интервалов. Вместе с тем его положение изменяется в значительных пределах во времени, что подтверждается замерами как резистивиметром, так и дебитомером.

В результате анализа большого количества дебитограмм СТД, снятых в скважинах при этих условиях, и сопоставления их с дебитограммами, полученными механическим дебитомером, а также с диаграммами, полученными гамма-плотностномером, влагомером и другими методами установлено, что все случаи можно свести к четырем (рисунок 2.5 и табл. 2). Они различаются значениями измеряемого сигнала ДT в четырех характерных точках отдающего интервала: первая точка (ДТ₁) - под интервалом, вторая (ДТ₂)- против подошвы интервала, третья (ДТ₃) - против кровли интервала, четвертая (ДТ₄) - над интервалом. Эта классификация позволяет однозначно выделять интервалы притока и поглощения практически во всем многообразии производственных условий.

...