Гидродинамические исследования скважин Ямсовейского газоконденсатного месторождения
Далее
залегает пачка частого чередования песчано-алевритовых и глинистых пород. В
сводовой и присводовых частях преобладают песчано-алевритовые породы.
Коллекторами газа являются песчаники мелкозернистые и алевролиты средние и
крупнозернистые. Песчаники аркозовые, слюдистые, в различной степени глинистые,
сильно каолинизированные, иногда с известковистым цементом. Алевролиты средней
плотности, слюдистые, иногда известковистые. Характерны намывы растительного
детрита, подчеркивающие разнообразную слоистость.
Степень
отсортированности пород невысокая. Очень редко в образцах керна встречаются
песчаники с хорошей и средней отсортированностью. Породы с лучшей
отсортированностью обладают высокими емкостными фильтрационными свойствами (открытая
пористость 30,0-34,5%, проницаемость 900мД). Наибольшее распространение в
разрезе имеют песчаники и переходные разности между песчаниками и алевролитами,
с преобладающим размером обломков 0,13-0,09 мм. По составу обломочного материала песчано-алевритовые породы относятся к аркозовым. В них содержится 46-62% кварца,
полевых шпатов 30-44%, обломки пород до 9% и слюд 1-7%. Характерна сильная
каолинизация полевых шпатов. Среди обломков пород преобладают
кремнисто-глинистые разности. Изредка встречаются хлоритизированные обломки
эффузивных пород.
Содержание
цемента в песчаниках и алевролитах колеблется от 5-15% в рыхлых разностях, до
20-25% в более плотных. В породах наблюдается смешанный тип цемента.
Карбонатный цемент кальцитового типа, реже сидеритового состава имеет
незначительное распространение. Песчаники и алевролиты с карбонатным цементом
встречаются в виде маломощных прослоев. Обычно карбонатный тип цемента
составляет 22-45% объема породы.
Плотными
прослоями, исключенными из эффективной толщины, являются глины, иногда
алевритистые, а также глинисто-кремнистые и известковистые породы, редкие
прослои известняка и сидерита, а также песчаники и алевролиты с базальным
карбонатным цементом.
Анализ
геолого-геофизических материалов по скважинам Ямсовейского месторождения
показал несоответствие структурного плана по данным разведочного и по
результатам эксплуатационного бурения. Расхождения в отметках кровли составляют
от 2 до 67,6 м., в среднем ±25,0м. Местоположение свода не изменилось. Северный
небольшой купол преобразовался в структурный нос. Юго-западный присводовый участок
стал более крупнопадающим.
Общая толщина
по скважинам изменяется от 11,6 (скв.496) до 177,2 м (скв.150н), эффективная - от 4 (скв.496) до 141,6 м (скв.100). Выделение »коллекторов
произведено по общепринятым качественным признакам. Исходя из суммарных
газонасыщенных толщин, построена карта газонасыщенных эффективных толщин.
5. Состав
газа
В Центральной
лаборатории Главтюменьгеологии по пробам,, отобранным из скважин Ямсовейского
месторождения, было выполнено семь анализов газа и три анализа растворенного в
воде газа (табл.1). Все пробы газа были отобраны на устье скважин. По данным
химического анализа состав газа сеноманской залежи по всей площади Ямсовейского
месторождения остается практически неизменным. Газ метанового состава с
содержанием; метана от 97,01 до 98,96%, этана- от 0,06 до 0,19° о. Более
тяжелые углеводороды в составе газа не обнаружены. Содержание азота колеблется от
0,73 до 2,24%. Из других негорючих компонентов присутствует углекислый газ от
0,11 до 0,56%. Инертные газы отмечены в непромышленных концентрациях (Не- от
0,002 до 0,017%, Ar - до 0,02%). В
пяти пробах в очень незначительных количествах (от 0,001 до 0,050%) присутствует
водород. Относительный удельный вес газа по воздуху 0,56, низшая теплотворная
способность колеблется в пределах 7788-7932 ккал. Среднекритические параметры
газа. рассчитанные для среднего состава газа составляют: Рс-=45,7
ата, Тс=190.3°К. Специальные исследования на газоконденсатность в
сеноманских скважинах Ямсовейского месторождения не проводились. В анализах
газа, отобранного на устье скважин, пентаны + вышекипящие не обнаружены. Это,
по-видимому, связано с условиями отбора проб и недостаточной точностью
определения гомологов метана существующими методами хроматографии.
В результате
опробования газоконденсатной залежи в отложениях ачимовской толщи (скв.81)
состав пластового газа следующий: СН4 -77,54%, C2H6 –5.37%, C3H8 -2,02% нС4Н10 - 1.01% вС4Н10
- 6,52%. СО2 -1.03% N2 -3.68%. Потенциальное содержание
конденсата в пластовом газе 361 г/м3 Групповой состав конденсата:
нафтеновые - 21,47%, метановые - 46,73%, ароматические-24,14%. Результаты
анализа свободного газа Ямсовейского месторождения
Таблица 1
Номерскважин
|
Интервал
испытания
|
Удельный
вес
|
Содержание
газа, % объемн.
|
Ткр, 0К
|
Pкр ат
|
Низшая теплотворная способность,
ккал
|
абс.
г/л
|
относ.
По возд
|
H2S
|
CO2
|
О2
|
N2
|
Не
|
Ar
|
Н3
|
СН4
|
С2Н6
|
С3Н8
|
10
|
1021-1036
|
0,72
|
0,56
|
.
|
0,20
|
-
|
1,13
|
0.014
|
0,01
|
0,026
|
98,56
|
0,06
|
ОТС.
|
190,45
|
45,71
|
7893,44
|
14
|
1036-1046
|
0,72
|
0,56
|
-
|
0,20
|
-
|
1,87
|
0,009
|
н/об
|
н/об
|
97,81
|
0,12
|
ОТС.
|
190,14
|
45,66
|
7841,28
|
15
|
1011-1024
|
0,72
|
0,56
|
-
|
0,20
|
-
|
0,73
|
0,017
|
0,02
|
0,003
|
98,92
|
0,11
|
ОТС.
|
190,60
|
45,77
|
7929,44
|
16
|
1020-1030
|
0,74
|
0,57
|
-
|
0,55
|
-
|
2,24
|
0,002
|
н/об
|
0,001
|
97,01
|
0,19
|
ОТС.
|
189,82
|
45,71
|
7788,08
|
17
|
1006-1026
|
0,72
|
0,56
|
-
|
н/об
|
-
|
0,92
|
0,010
|
н/об
|
н/об
|
98,96
|
0,11
|
ОТС.
|
190,49
|
45,69
|
7932,64
|
20
|
998-1010
|
0,72
|
0,56
|
-
|
0,11
|
-
|
0,95
|
0,010
|
0,01
|
0,050
|
98,71
|
0,16
|
ОТС.
|
190,24
|
45,69
|
7919,04
|
22
|
1025-1045
|
0,72
|
0,56
|
-
|
0,20
|
-
|
1,61
|
0,011
|
0,01
|
0,003
|
98,02
|
0,14
|
ОТС.
|
190,25
|
45,66
|
7860,16
|
Средние
значения
|
0,72
|
0,56
|
-
|
0,20
|
-
|
1,36
|
0,010
|
0,01
|
0,012
|
98,28
|
0,13
|
ОТС.
|
190,28
|
45,70
|
7880,58
|
|
|
|
|
|
|
|
Растворенный
газ воде
|
|
|
|
|
|
|
18
|
1020-1200
|
0,72
|
0,56
|
-
|
0,36
|
-
|
0,90
|
0,003
|
0,01
|
0,132
|
98,23
|
0,12
|
0,24
|
189,86
|
45,62
|
7873,28
|
19
|
1074-1200
|
0,74
|
0,57
|
-
|
0,20
|
-
|
4,54
|
0,013
|
0,06
|
0,373
|
94,67
|
0,14
|
ОТС.
|
187,51
|
45,14
|
7596,16
|
20
|
1060-1069
|
0,72
|
0,56
|
-
|
0,07
|
-
|
0,91
|
0,018
|
0,01
|
0,006
|
98,82
|
0,16
|
ОТС.
|
190,58
|
45,69
|
7927,04
|
Средние
значения
|
0,72
|
0,56
|
-
|
0,21
|
-
|
2,12
|
0,011
|
0,03
|
0,170
|
97,24
|
0,14
|
0,08
|
189,32
|
45,48
|
7798,83
|
Плотность
конденсата 0,798 г/см3, вязкость при 20°С -1,76сСт, содержание серы
- 0,03%.
6. Запасы
газа
Исходя из
состояния изученности запасы газа отнесены к категориям В, С1 и С2.
К категории В отнесены запасы в центральной части площади, в пределах
многоугольника с вершинами в скв. 55, 50, 263, 56, 16, 330, 171, 22, 321, 17,
53,
292. 283.
Газоносность этой части установлена на основании данных по испытанию скважин, в
этой же части структуры из газоносной толщи отобрано 221,63 м керна, что составляет 80,8% от всего вынесенного керна.
К категории С1
отнесены запасы газа на остальной части площади, а запасы в районе седловины,
объединяющей оба поднятия, отнесены к категории С2.
Исходя из
обоснованных параметров подсчитаны запасы газа по кугегориям B+C1 в объеме 552,4 млрд.м3, а по В + C1 + С2 = 560,4 млрд.м3 (Протокол
ГКЗ № 507 от 03.03.1999г).
7. Технологический режим работы скважин
при наличии на забое столба жидкости или песчаной пробки
В процессе эксплуатации скважин
образуются песчаные пробки, существенно влияющие на их производительность.
Образование песчаных пробок в большинстве случаев связано с устойчивостью
газоносного коллектора. Наличие песчаной пробки или столба жидкости,
отрицательно влияющих на производительность скважин, связано не только с
устойчивостью коллекторов, но и с депрессией на пласт, проникновением бурового
раствора в пласт в процессе бурения, конструкцией скважины, ее
производительностью, распределением дебита в интервале перфорации, содержанием
жидких компонентов в продукции скважины.
При
правильном выборе технологического режима с учетом характеристики пласта и
скважины можно избежать образования песчаных пробок или столба жидкости при
самых неблагоприятных условиях. При необоснованно установленном режиме работы
скважины заданной конструкции даже в самых устойчивых коллекторах, где
разрушение исключено, практически при любых депрессиях можно создать условия
для образования столбов жидкости в стволе скважины. При выборе технологического
режима необходимо учесть все факторы, связанные в той или иной мере с
образованием песчаных пробок или столба жидкости. Нет необходимости доказывать,
что наличие песчаных пробок или столба жидкости уменьшает дебит скважины. Количественное
влияние песчаной пробки или столба жидкости на производительность скважин в
большинстве случаев соизмеримо с влиянием степени несовершенства скважин на их
дебит и зависит в основном от свойства и размеров пробки.
Дебит
несовершенной по степени вскрытия скважины значительно уменьшается, если на
забое имеются пробка и столб жидкости. Результаты обработки материалов ГДИ,
проведенных в 24-х скважинах Ямсовейского месторождения, показали, что
практически во всех скважинах отмечены песчано-глинистые пробки высотой 0,2 – 89,6 м и столбы жидкости 0,4 –82,6 м.
Фракционный состав песчаной пробки в
определенной степени предопределяет характер изменения производительности
скважин. Изменение, точнее уменьшение, производительности скважин в результате
образования песчаных пробок не только изменяет технологический режим работы
скважины, но и влияет на основные показатели разработки месторождения в целом. Производительность
скважин, работающих с песчаной пробкой снижается в результате уменьшения
сечения площади фильтрации и увеличения дополнительного сопротивления,
вызванного характеристикой пробки.
8. Исследование
газовых и газоконденсатных скважин.
Исследование скважин - это комплекс работ по изучению геолого-промысловой
характеристики продуктивного пласта и разреза скважины, свойств газов н
жидкостей, насыщающих пласты, а также процессов, происходящих в пласте, на
забое и в стволе скважины при добыче газа.
Страницы: 1, 2, 3, 4
|
|