Cтраница 2
При существовавшей ранее системе стр-ва вертикальных скважин С.р. устьев и забоев практически совпадали. Так, на сеноманских газовых залежах м-ний Медвежье и Уренгойское в Зап. По мере освоения технологии наклонно-направленного бурения из одного куста устьев скважин их забои могли отдаляться друг от друга до 1 км и более. [16]
Уточнены структурные планы по нижнемеловым залежам Северного купола УНГКМ, установлено, что залежи в пластах БУ5 и БУ1 - 2 проявляются в амплитудах отраженных волн. Проведено картирование современного контура сеноманской газовой залежи, построена карта ее общих толщин. Эта информация может быть использована для мониторинга разработки сеноманской газовой залежи. [17]
Все вышеуказанные причины, влияющие на снижение дебитов скважин в 2 - 3 раза и более от оптимальных расчетных значений, устраняются определенными видами и методами капитального ремонта. Однако на данной стадии разработки сеноманской газовой залежи в связи со значительным ( 3 - х кратным) падением лластового давления, наличием песководопроявлении, подъемом газоводяного контакта ( в большинстве скважин) до башмака эксплуатационной колонны необходимы пересмотр критериев и дифференцированный подход при составлении программы капитального ремонта скважин как на год, так и на перспективу. [18]
В результате детальных исследований процессов освоения эксплуатационных скважин на Заполярном НГКМ разработан новый подход к разработке месторождений, который ставит во главу угла обеспечение газогерметичности заколонного пространства скважин и обеспечение высокой их продуктивности для повышения газо -, конденсате - и нефтеотдачи продуктивных пластов. Внедренные на месторождении мероприятия позволили сберечь энергетический запас сеноманской газовой залежи в целом и обеспечить энергосберегающие режимы работы каждой скважины. [19]
В данной работе на основе единых методологических принципов и системного подхода сформулированы основные научные концепции по разработке технологии ликвидации пескопроявлений из газовых скважин оборудованием их фильтрами с гравийной набивкой. Выработаны и реализованы на практике новые, защищенные патентами и свидетельствами технологические и технические решения по борьбе с пескопроявлениями при эксплуатации уникальной по запасам и темпам освоения сеноманской газовой залежи Уренгойского месторождения. Таким образом, решена важная для отрасли и экономики России задача поддержания проектных уровней добычи газа за счет ликвидации пескопроявлений. [20]
Месторождение Медвежье введено в опытно-промышленную эксплуатацию в 1972 г. Промышленно газоносные сеноманские отложения. Покрышкой для залежи служат мощные ( 600 - 650 м) отложения глин турон-палеоге-нового возраста. Сеноманская газовая залежь сводовая, пластово-массивного типа, подстилающаяся водой. [21]
Для разрабатываемых участков залежи на ЭВМ построен комплекс теологостатистических разрезов ( ГСР) по типам пород и параметрам. ГСР позволил оценить распределение фильтрационно-емкостных свойств разреза по каждому участку УКПГ и установить положение в разрезе наиболее проницаемых интервалов, которые могут быть путями избирательного внедрения пластовых вод. В районе УКПГ-1 в нижней части залежи они расположены на глубинах 80 - 95 м, в районах УКПГ-2, 3 - 75 - 100 м от кровли сеноманской продуктивной толщи, что подтверждено результатами расчленения и корреляции разрезов скважин южной части месторождения и материалами промыслово-геофизического контроля за разработкой залежи. Обводнение сеноманской газовой залежи Уренгойского месторождения в настоящее время представляет собой сочетание различных по динамике процессов: вертикального подъема ГВК в присводо-вой зоне на участках литологических окон и латерального продвижения воды по высокопроницаемым пропласткам в случае экранирования фильтрационных потоков глинисто-алевритовыми разделами. Эти процессы осложнены региональным подъемом ГВК по южной части месторождения. [22]
Уточнены структурные планы по нижнемеловым залежам Северного купола УНГКМ, установлено, что залежи в пластах БУ5 и БУ1 - 2 проявляются в амплитудах отраженных волн. Проведено картирование современного контура сеноманской газовой залежи, построена карта ее общих толщин. Эта информация может быть использована для мониторинга разработки сеноманской газовой залежи. [23]
Газовые скважины Уренгойского месторождения в основном ( УКПГ-1 АСн-УКПГ-10) имеют лифтовые трубы диамтром 168 мм, что обеспечивает дебиты 500 - 700 тыс. м3 / сут при скоростях подъема 7 - 10 м / с. Однако как выяснилось в результате проведенных специалистами ООО Уренгойгазпром исследований, состояние призабойной зоны скважины в основном зависит от наличия, толщины и расположения суперколлекторов в интервалах перфорации. Кроме этого, дополнительные осложнения возникают, когда интервал перфорации находится в нижней части ( близко к текущему ГВК) сеноманской газовой залежи. [24]
В 1986 г. в работе В. В. Масленникова по анализу и обобщению материалов промысловой герфизики с целью контроля за обводнением и отработкой залежи содержится критический разбор нежелательных последствий при разработке, к которым привел, по мнению автора, упрощенный подход к модели се-номанских залежей: последние изображаются в виде изотропных сред, лишь с учетом площадной неоднородности залежей. При проектировании разработки Медвежьего, Уренгойского и Вынгапуровского месторождений геологическая модель принималась, в основном, больше на качественном уровне - как массивная ( субмассивная) залежь, состоящая из пород-г коллекторов и неколлекторов. Автор таким образом представляет себе следующую модель залежи: реальная геолого-промысловая модель сеноманской газовой залежи достаточно сложная по составу и пространственному распределению в ней пород различных литологических разностей и фильтрационно-емкостных свойств. [25]