Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 [ 179 ] 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

2100,0 - = =

гв50,о - = =

2SS0,0

3000,0 -

3050,0

Рис. 5.18. Результаты корректировки термограммы по скв. 158 Вуктыльского НГКМ

будет аномалии в интервале 2937,7 - 2938,5 м. Напомним, что после графического построения ТМ0495всп1 на рис. 5.18 аналогичная диаграмма строится в системе "ГЕККОН" в опции "Построение диаграмм по точкам", а затем складывается с 240495s в системе "ГЕОФИЗ" в опции "Калькулятор".

2-й этап - корректировка положения t„,-240495s-Kop относительно геотермограммы TERG-254-158-p. Для этого необходимо по барограммам планшета рис. 5.17 определить депрессию Др и затем - Af = - S • Лр. В данном случае барограмма БМ-190495зт-р выше уровня воды непредставительна, поэтому депрессию придется определить по разности давлений под уровнем воды, которая в среднем составила Лр = 1,0 МПа (значение занижено из-за разных уровней воды в динамике и статике, однако для целей корректировки этим можно пренебречь).

Таким образом, в результате корректировки оба информативных экстремума должны отстоять от геотермы на Af„„„ = - 4,0 • 1,0 = -4 "С, а температура на отметках 2760 и 3093 м - совпадать с геотермической. Очевидно, что для выполнения подобной корректировки вспомогательная диаграмма ТМ0495всп2 должна иметь абсциссы (опорные точки):

при Л, = 2760 м -> -(-2,62 °С, hj = 2795,7 м -> -0,74 °С, Лз = 2911,1 м -> -1,4 °С, h = 3093 м -Ц,23 "С.

Сложение ТМ0495всп2 с t„, - 240495s-Kop даст искомую термограм-

му, скорректированную по - Af„o„ относительно геотермограммы (ей присвоено стандартное имя ТМ0495ст4с-кор, означающее термограмму, снятую 04.95 г. на режиме статики, спустя 4 сут после ее остановки - см. рис. 5.18).

Далее, используя стандартную методику, находим точки пересечения ТМ0495ст4с-кор с кривой, конгруентной TERG94-254-158-p, но отстоящей от нее на - l/2Af = -2" С (на рис. 5.18 показаны только отрезки этой кривой), являющиеся кровлей и подошвой интервала дренирования Ядр(2782-2969 м).

Таким образом, даже для скважин, работающих на нестационарном режиме отбора, удается определить один из основных параметров - интервал дренирования. В частности, из планшета на рис. 5.18 следует, что в разрезе скв. 158 ВНГКМ дренируется подошва московских и большая часть башкирских отложений.

В качестве второго примера на рис. 5.18 представлен планшет по скв. 133, на котором показаны термограммы остановленной скважины по исследованиям 1992-1997 гг. Как видно из этого рисунка, термограммы занимают весьма различное положение относительно геотермограммы TERG94-254-133-P, однако после корректировки по - Af„o на отметках глубины 2808,6 и 2880,2 м по ним удается выделить интервалы дренирования, разброс которых по толщине не превосходит 8 %. Заметим, что в данном случае указанные отметки глубины для корректировки выбраны по совпадению верхнего и нижнего экстремумов на Тм„ с интервалами притока 2807 - 2825 и 2880 - 2892 м, причем из планшета рис. 5.19 видно, что по СКВ. 133 стабильно дренируются московские и кровля башкирских отложений.

2760,0-

Рис. 5.10. Результаты корректировки термограммы по сжв. 133 Вуктыльского НГКМ за 1002-1007 гт. относительно геотермы по величине

Выделение интервалов поглощения в нагнетательных скважинах с использованием описанной методики получается более однозначным, чем интервалов дренирования, поскольку вне интервалов нагнетания на термограмме остановленной скважины нет составляющих, обусловленных нагнетаемым потоком. В то же время вне интервалов притока в добывающих скважинах обязательно присутствует составляющая, обусловленная дроссель-эффектом в интервалах притока.

Разработанная методика выделения интервалов прошла многократную проверку в ходе опытных работ и широко используется как для контроля за разработкой Вуктыльского НГКМ, так и при специальных исследованиях нагнетательных и добывающих скважин в ходе воздействия на пласт сухим газом

5.3.4

Результаты реализации технологии на полигоне в районе УКПГ-8 Вуктыльского месторождения

в соответствии с Регламентом при реализации проекта осуществляются регулярные измерения объемов нагнетаемого и добываемого газов и определяются компонентные составы нагнетаемого сухого газа и продукции эксплуатационных скважин. Регламент корректируется ежегодно с учетом результатов опытных и научно-исследовательских работ предыдущих лет. Промысловые исследования проводятся специалистами института "СеверНИПИгаз". Кроме того, институтом осуществляется первичная обработка результатов исследований.

Динамика состава продукции

Измерение компонентных составов продукции скважин опытного участка ведется методом газовой хроматографии. Достаточно высокая точность определения компонентного состава газоконденсатной смеси по данным хроматографических анализов обеспечила применение разработанных методов оценки доли тюменского газа в продукции эксплуатационных скважин и контроля над охватом пласта нагнетаемым агентом (см. раздел 5.33).

Применяемые методы позволяют выполнять исследования динамики содержания в продукции скважин алкановых углеводородов от метана, промежуточных компонентов до пентана и вышекипящих, а также COj и азота. Принимая во внимание невысокое содержание диоксида углерода как в нагнетаемом сухом газе, так и в пластовой газовой фазе (значения порядка сотых долей процента), было принято решение не анализировать изменения его содержания при закачке газа.

На рис. 5.20 - 5.27 представлены в качестве примеров результаты определения компонентного состава продукции двух эксплуатационных скважин опытного участка (скв. 129 и 133) начиная с октября 1993 года. Прорывы закачиваемого тюменского газа на этих скважинах произошли соответственно 12.11.93 и 20.03.95. На скв. 129, показавшей прорыв тюменского газа практически в самом начале процесса закачки газа, к середине 1998 г. доля тюменского газа в продукции достигла 88 %. Из анализа рис.