К оглавлению журнала

  

КОНТРОЛЬ ЗА ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ ПУНГИНСКОГО ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ГАЗА МЕТОДАМИ ГИС

О.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 мкм2. 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 мкм2.

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 мкм2.

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. м3/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

  1. Проводимый комплекс ГИС-контроль с использованием программного обеспечения "ГЕККОН" способствует решению основных задач контроля за эксплуатацией ПХГ.
  2. Дальнейшее развитие ГИС-контроля связано с внедрением метода дефектометрии и с интегрированной обработкой геолого-геофизической информации по ПХГ с созданием цифровых геологических и газодинамических моделей.

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