Cтраница 1
Положение газо-водяного контакта и режим залежи оказывают серьезное влияние на выбор конструкции скважин и на их размещение по площади. При наличии подошвенной воды особое значение приобретает правильная конструкция забоя скважин. [1]
Наблюдение за изменением положения газо-водяного контакта в процессе разработки позволяет определить режим работы залежи и количество поступающей воды, что дает возможность обоснованно планировать расположение и выбирать конструкцию и глубину забоя проектных скважин. Образование языков и конусов подошвенной воды приводит к искривлению контакта, что надо учитывать при анализе материалов. Кроме того, следует различать пластовую воду и смесь технической и связанной воды, количество которой может достигать значительных величин. [2]
При разработке месторождения контролируют положению газо-водяного контакта и его изменение во времени в скважинах, пробуренных до контакта газ - вода, и анализ материалов эксплуатации скважин, в которых наблюдается появление пластовой воды, а также при помощи наблюдения за уровнями воды в законтурных скважинах. [3]
Для газовой залежи можно довольно точно определить положение газо-водяного контакта, имея данные о давлениях в скважинах, вскрывших газовую ( скв. [4]
Таким образом, применение указанных методов наряду с определением положения газо-водяного контакта в статическом состоянии дает возможность также исследовать условия образования конусов газа или жидкости. Для получения более полных и достоверных данных поствольные измерения на каждом из режимов должны проводиться после стабилизации давлений и дебитов с одновременным исследованием скважины методом установившихся отборов с регистрацией изменения давлений и дебитов газа и жидкости во времени. [5]
Иногда геофизические методы при их применении в скважинах, заполненных глинистым раствором, например при наличии трещиноватых коллекторов, не дают возможности четко интерпретировать полученные результаты и определить положение газо-водяного контакта. Последнее устанавливают поэтапным опробованием снизу вверх небольших интервалов пласта, начиная с водяной и кончая газовой частью с последующим перекрытием вскрытых ранее интервалов. Этот способ оценки положения газо-водяного контакта наиболее трудоемкий и требует для осуществления значительного времени. Следует иметь в виду, что при опробовании водяной части пласта при создании высоких депрессий может прорываться газовый конус, и, наоборот, при опробовании газовой части образоваться водяной конус, что приводит к ошибкам в оценке газо-водяного контакта. Кроме того, подтягивание газа или воды может произойти вследствие негерметичности цементного кольца за колонной. Если при опробовании вскрыта большая мощность пласта и получен одновременно приток газа и воды, то применяемыми в настоящее время методами установить положение контакта газ - вода с достаточной точностью затруднительно. [6]
Если же на месторождении имеется скважина, вскрывшая большой интервал мощности пласта, включающий газо-водяной контакт, а обычные геофизические методы не дали положительного эффекта, то для оценки положения газо-водяного контакта можно предложить следующие способы его определения в скважине до ее задавки глинистым раствором и работы по изоляции притока воды. [7]
Следует сказать, что столь решительные возражения В. А. Соколова против расчетов автора являются простым недоразумением, вытекающим из недопонимания сущности миграции нефти и газа вследствие их всплы-вания в водонасыщенных пластах. Что же касается возможности перемещения нефти и газа в породах при помощи всплывания то горизонтальное или близкое к горизонтальному положение водо-нефтяных, газо-пефтяных и газо-водяных контактов на многочисленных месторождениях нефти и газа показывает, что нефть и газ перемещаются в таких пластах под воздействием малейшего перепада давления. [8]
Следует сказать, что столь решительные возражения В. А. Соколова против расчетов автора являются простым недоразумением, вытекающим из недопонимания сущности миграции нефти и газа вследствие их всплы-вания в водонасыщенных пластах. Что же касается возможности перемещения нефти и газа в породах при помощи всплывания то горизонтальное или близкое к горизонтальному положение водо-нефтяных, газонефтяных и газо-водяных контактов на многочисленных месторождениях нефти и газа показывает, что нефть и газ перемещаются в таких пластах под воздействием малейшего перепада давления. [9]
Иногда геофизические методы при их применении в скважинах, заполненных глинистым раствором, например при наличии трещиноватых коллекторов, не дают возможности четко интерпретировать полученные результаты и определить положение газо-водяного контакта. Последнее устанавливают поэтапным опробованием снизу вверх небольших интервалов пласта, начиная с водяной и кончая газовой частью с последующим перекрытием вскрытых ранее интервалов. Этот способ оценки положения газо-водяного контакта наиболее трудоемкий и требует для осуществления значительного времени. Следует иметь в виду, что при опробовании водяной части пласта при создании высоких депрессий может прорываться газовый конус, и, наоборот, при опробовании газовой части образоваться водяной конус, что приводит к ошибкам в оценке газо-водяного контакта. Кроме того, подтягивание газа или воды может произойти вследствие негерметичности цементного кольца за колонной. Если при опробовании вскрыта большая мощность пласта и получен одновременно приток газа и воды, то применяемыми в настоящее время методами установить положение контакта газ - вода с достаточной точностью затруднительно. [10]
Газоносные горизонты залегают в интервале глубин 1500 - 2200 м, этаж газоносности месторождения достигает 800 м - Горизонты сложены преимущественно песчаниками с прослоями глин и реже алевролитов, мергелей и известняков. Средняя эффективная пористость коллекторов по горизонтам 10 - 20 %, проницаемость отдельных образцов достигает 1925 - 2600 мд, а средняя составляет 250 - 300 мд. Все выявленные залежи газа являются пластовыми, сводовыми. Пластовое давление изменяется с глубиной от 166 до 231 кГ / см2, пластовая температура от 74 до 92 С. На начало 1968 г. промышленные притоки газа на месторождении получены, в десяти из четырнадцати скважинах. Дебиты газа на 16 - 19-мм штуцерах изменялись в пределах 130 - 580 тыс. м3 / сутки, абсолютно свободные достигали 1185 - 4290 тыс. м3 / сутки. По большинству залежей подтверждено отсутствие нефтяных, оторочек, а опробованием и по данным промыслово-геофизических исследований установлено положение газо-водяных контактов. [11]