КОНТРОЛЬ ЗА ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ
ПУНГИНСКОГО ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ГАЗА МЕТОДАМИ ГИСО.Н.
Гатауллин, А.В. Жардецкий, Н.Н. Иванова (ДОАО "Газпромгеофизика")Пунгинское подземное хранилище газа (ПХГ), созданное на базе истощенного Пунгинского газоконденсатного месторождения, расположено в северо-западной части Западно-Сибирской низменности, на территории Березовского района Тюменской области.
В структурном отношении хранилище приурочено к брахиантиклинальной складке сложной конфигурации северо-восточного простирания размером 11x9 км. Ядром структуры служит выступ гранитного фундамента высотой около 300 м. В геологическом строении Пунгинского ПХГ принимают участие мезозойские осадочные отложения юрского, мелового, палеогенового возраста, залегающие на палеозойском кристаллическом фундаменте, который находится на глубине 1600-2000 м.
Объектами эксплуатации в первую очередь являются отложения вогулкинской свиты (продуктивный пласт П абалакской свиты верхней юры), кроме того, породы тюменской свиты (нижняя и средняя юра) и отложения коры выветривания и фундамента.
Продуктивный пласт П залегает на глубине 1613-1900 м и в верхней части представлен известняком-ракушечником, в нижней – преимущественно песчаником и гравелитом. В ряде скважин между верхней и нижней частями пласта появляется глинистый пропласток толщиной 4-10 м. В направлении к вершинам выступа фундамента толщина пласта П уменьшается до 3-12 м за счет выпадения из разреза его нижней части. На отдельных вершинах выступа пласт П полностью отсутствует. Пористость коллекторов пласта П изменяется в пределах 10-33 %, проницаемость – 0,02-0,60 мкм
2. Выше пласта П залегают морские глинистые отложения валанжина, являющиеся покрышкой залежи.Осадочные отложения тюменской свиты толщиной до 100-110 м распространены на погруженных участках. Они представлены глинами (аргиллитами) серого цвета, включающими маломощные линзы и пропластки слабопроницаемых песчаников, алевролитов, гравелитов. Пористость пород-коллекторов тюменской свиты в среднем составляет 12 %, проницаемость 0,001-0,180 мкм
2.Кора выветривания фундамента (верхняя часть фундамента) толщиной до 30 м представляет собой выветренный каолинизированный гранит и переотложенную породу, состоящую из полуразрушенных частиц полевого шпата и зерен кварца, сцементированных глинистым материалом. Пористость проницаемых разностей пород в среднем составляет 10 %, проницаемость – до 0,03 мкм
2.Отложения палеозойского фундамента представлены гранитом, преимущественно крупнозернистым. Пористость и проницаемость резко снижаются с глубиной: ниже 12-15 м от кровли фундамента породы практически непроницаемы. В сводовых частях пород фундамента имеет место система трещин, обусловливающая повышенную проницаемость. Для пород фундамента (проницаемой верхней части) пористость в среднем составляет 5 %.
Тип залежи массивный, высота ловушки более 200 м. Высокие фильтрационно-емкостные свойства пласта П обусловливают его хорошую продуктивность при отборе и обеспечивают соответственно высокую приемистость по газу в процессе закачки на созданном ПХГ. Пласт гидрогазодинамически надежно изолирован от вышележащих горизонтов природным газоупором, непосредственно перекрывающим пласт-коллектор и представленным глинистыми отложениями валанжина толщиной до 500 м.
Пунгинское ПХГ введено в эксплуатацию в 1985 г. Геофизический контроль за состоянием ПХГ начал проводиться с 1991 г. промыслово-геофизической партией НПФ "Центргазгеофизика". Всего с 1991 по 1997 г. геофизическими исследованиями было охвачено 38 скважин (старый фонд), из них 29 – эксплуатационных, 8 – пьезометрических и 1 – наблюдательная.
Комплекс промыслово-геофизических (ГИС) и газодинамических (ГДИ) исследований включает следующие виды каротажа: нейтронный гамма-каротаж (НГК); гамма-каротаж (ГК); термометрию (Т); барометрию (БМ); локатор муфт (ЛМ); микрокавернометрию (МДС); расходометрию (РМ); расходометрию
термокондуктивную (РТ); термоанемометрию (ТА); влагометрию (ВЛ); кривую восстановления давления (КВД).В целом методы ГИС-контроля на Пунгинском ПХГ позволяют решать следующие задачи:
геолого-промысловые:
технические:
технологические:
Анализ результатов исследований ГИС за истекший период показал следующее:
Контроль за формированием газовой залежи на ПХГ осуществлялся методом НГК и сводился к наблюдению за изменением текущей газонасыщенности в эксплуатационных объектах, колебанием газонасыщенной толщины и уточнению газоводяного контакта (ГВК).
Анализируя весь фонд временных замеров НГК на ПХГ, можно сделать следующие выводы:
Количественная оценка продуктивности эксплуатационных скважин проводилась в режиме отбора газа из хранилища по программному обеспечению "ГЕККОН" (разработки ГАНГа и ДОАО "Газпромгеофизика")с использованием данных расходо-, термо- и барометрии. В скважинах с открытым интервалом перфорации определяются как общие, так и дифференциальные дебиты работающих пластов. Пример обработки данных ГИС-контроля и профиль притока газа в скв. 234 представлены на
рис. 2.В скважинах, где перфорированные интервалы перекрыты НКТ, комплекс ГДИ выполнялся в верхней части НКТ и определялись только общие дебиты.
По результатам количественной обработки комплекса ГДИ с целью определения продуктивности скважин установлено:
общие дебиты эксплуатационных скважин варьируют от 185 до 450 тыс. м
3/сут;продуктивность скважин находится в прямой зависимости от коллекторских свойств интервалов притока газа; профили притоков газа в скважину на ПХГ не изменяются во времени и практически совпадают по конфигурации и толщине с профилями притока газа, замеренными при разработке месторождения.
Плотность и характер флюида в стволе определялись в результате совместной обработки данных мано-, влаго- и термометрии. В результате было установлено: практически все эксплуатационные скважины на ПХГ работают сухим газом, содержание воды в притоке газа незначительно, ПХГ работает в газовом режиме.
Термобарические исследования проводились в течение всего периода геофизического контроля за ПХГ методами мано- и термометрии. В трех скважинах были проведены точечные замеры КВД. В результате исследований установлено:
пластовое давление в эксплуатационном объекте на конец 1997 г. составило
» 6 МПА, температура – 61,5 °С;сопоставление пластовых давлений, замеренных глубинными приборами, показало хорошую сходимость с таковыми, рассчитанными по статическим уровням в пьезометрических скважинах.
Геофизические исследования скважин проводятся только в режиме цифровой регистрации с использованием станции КС-контроль (разработки ДОАО "Газпромгеофизика") и комплексного прибора АГДК-8, что обеспечивает получение качественных результатов ГИС.
С 1998 г. начинают использоваться новые методы и технологии по оценке технического состояния обсадных колонн скважин с применением аппаратуры МИД-"Газпром". Дальнейшее развитие и совершенствование системы геофизического контроля будет проводиться за счет:
интегрированной обработки геолого-геофизической информации по всему фонду скважин ПХГ;
создания цифровых моделей эксплуатационного объекта (геологической и газогидродинамической);
подготовки рекомендаций по повышению эффективности эксплуатации ПХГ на основе компьютерного моделирования и прогнозирования.
Выводы
Рис. 1. ВЫЯВЛЕНИЕ ЗАКОЛОННОГО СКОПЛЕНИЯ ГАЗА ПО СКВ. 214
1 – направление утечки; 2 – интервал перфорации; 3 – заколонное скопление газа: а – на 10.03.92 г., б – на 28.02.96 г.; 4 – жидкость в стволе скважины; 5 – газонасыщенный пласт; отложения: 6 – пласта П, 7 – коры выветривания, 8 – валанжина; 9 – НКТ
Рис. 2. ИНТЕРВАЛЫ ПРИТОКА ГАЗА И ИХ ДЕБИТЫ ПО СКВ. 234
1 – отложения пласта П; 2 – интервалы притока газа. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1