Что такое газовая шапка
Газовая шапка
Смотреть что такое «Газовая шапка» в других словарях:
газовая шапка — Природный газ, находящийся в верхней части пласта коллектора, отдельно от нефти, солёной воды или др. жидкостей [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN gas capcap gas … Справочник технического переводчика
газовая шапка — 3.2 газовая шапка: Скопление свободного газа в наиболее приподнятой части нефтяного пласта над нефтяной залежью. Источник: ГОСТ Р 53713 2009: Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки оригинал документа … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
ГАЗОВАЯ ШАПКА — верхняя газовая часть нефтегазовой залежи. Г. ш. может быть естеств. (газ находится под давлением, равным пластовому) или искусств. (газ нагнетается в пласт компрессорами, установл. на поверхности) … Большой энциклопедический политехнический словарь
Газовая шапка — ► gas cap Скопление свободного нефтяного газа в наиболее приподнятой части нефтяного пласта над нефтяной залежью … Нефтегазовая микроэнциклопедия
газовая шапка большой площади — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN areally widespread gas cap … Справочник технического переводчика
вторичная газовая шапка — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN secondary gas capsecondary free gas cap … Справочник технического переводчика
искусственная газовая шапка — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN artificial gas cap … Справочник технического переводчика
неретроградная газовая шапка — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN nonretrograde gas cap … Справочник технического переводчика
ретроградная газовая шапка — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN retrograde gas cap … Справочник технического переводчика
ШАПКА ГАЗОВАЯ — скопление свободного нефтяного газа в гипсометрически наиболее приподнятой части необнаженного нефтяного пласта, газовая часть единой нефтегазовой залежи. Геологический словарь: в 2 х томах. М.: Недра. Под редакцией К. Н. Паффенгольца и др.. 1978 … Геологическая энциклопедия
Опыт учета влияния газовой шапки на структурные построения в условиях ограниченности входных данных
13 Октября 2016 А.В. Буторин, М.А. Васильев, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Современная разработка месторождений углеводородов предусматривает интеграцию всего спектра геолого-геофизической информации для оценки неопределенностей эксплуатационного бурения. Одним из значимых слагаемых изученности месторождения являются данные сейсморазведки, которые используются на каждой стадии жизни месторождения. Привлечение сейсмической информации возможно как для прогноза гипсометрического положения целевого интервала, так и для решения более сложных задач прогноза фациального строения и количественной оценки петрофизических и фильтрационно-емкостных свойств пласта. Степень снятия неопределенностей путем привлечения сейсмической информации в значительной степени зависит как от полноты данных и их качества, так и от сейсмогеологических условий рассматриваемого района.
Актуальной проблемой на ряде месторождений, приуроченных к крупным понятиям Ноябрьского региона Западной Сибири, является влияние мощных газовых залежей, образующихся в своде антиклинальной структуры. Наличие газовой залежи оказывает негативное влияние на волновое поле, выражающееся как на динамическом уровне, так и на кинематическом [1, 2].
Возможность учета влияния газонасыщенного интервала в значительной степени зависит от полноты геофизической информации. В рамках данной статьи рассмотрен подход к учету кинематического влияния сеноманской газовой залежи на целевые неокомские пласты в условиях ограниченного объема входной информации — отсутствия объемных данных о распределении скоростей в пространстве.
Влияние газовых залежей
При рассмотрении влияния газонасыщенного интервала в верхней части разреза на отражения от нижележащих продуктивных пластов возможно выделение двух направлений: влияние на динамические характеристики поля и влияние на кинематические характеристики отражений [3, 4].
Влияние газа на динамическом уровне проявляется в образовании зон, характеризующихся понижением амплитудной выраженности отражений, увеличением доли шумовой компоненты, а также уменьшением доминантой частоты поля. Подобное влияние проявляется в появлении «газовой тени», которая выражается как область ухудшения качества волнового поля ниже газовой (рис. 1).
Рис. 1 Влияние массивной газовой залежи на волновую картину. Пунктиром показано отражение от поверхности ГВК.
Кинематическое влияние газа проявляется в замедлении фронта при прохождении восходящих и падающих волн. Данный эффект, в конечном результате, приводит к значительному искажению отражающих горизонтов во временном масштабе. В некоторых случаях газовые залежи обуславливают инверсию структуры на временных разрезах, что может привести к ошибочной оценке структурного фактора [3, 4].
Отсутствие объемной скоростной модели, а также малое количество пробуренных скважин, значительно сокращает спектр подходов, возможных для использования при пересчете из временного масштаба в глубинный. В подобных условиях ограниченности информации существует вероятность, что влияние газового интервала на гипсометрическое положение отражающего горизонта может быть не учтено при построении структурной поверхности.
Таким образом, газовые залежи, особенно крупных размеров, оказывают значительное влияние на волновое поле, наиболее негативное влияние возникает при отсутствии необходимой входной информации.
Практический пример
В исследовании рассмотрено одно из месторождений, выступающее показательным примером значительного влияния локальной газовой шапки в сеноманских пластах на качество структурных построений.
Месторождение приурочено к Пуровскому району Ямало-Ненецкого округа. В его структуре выделяется значительное купольное поднятие, характеризующееся наличием газовых залежей в верхней части разреза — пласты сеноманского и коньякского возраста. Присутствие газа выражается в амплитудных аномалиях волнового поля типа «яркое пятно», локально проявленных в апикальных частях структуры. Рассматриваемый район приурочен к краевой части газовой шапки в сеноманских пластах. Мощность газонасыщенного интервала в данном примере является недостаточной для разрешения отражения от ГВК, поэтому наличие газа фиксируется в локальных аномалиях волнового поля. Ниже по разрезу под газовыми аномалиями наблюдается структурная депрессия отражающих горизонтов, выраженная по всей длине целевого интервала волнового поля.
Рис. 2. Разрез верхней части разреза с выделенной «газовой» аномалией (слева), разрез целевых неокомских отражений с локальной депрессией под «газовой» аномалией (справа).
Детальный анализ имеющейся геолого-геофизической информации позволил установить следующую закономерность: все имеющиеся залежи приурочены к структурной депрессии в рельефе отражающих горизонтов, при этом скважинная информация (положение стратиграфических маркеров) свидетельствует о наличии купольного поднятия. Подобный диссонанс геологической и сейсмической информации привел к повышенному интересу в изучении структурного строения южного купола. Очевидно, что наблюдаемый эффект является примером инверсии структуры — отрицательная форма рельефа отражающего горизонта по волновому полю соответствует купольному поднятию по скважинным данным. При этом анализ связи времени двойного пробега волны с глубиной до отражающего горизонта позволяет установить значительное отклонение скважин, характеризующихся минимальной глубиной кровли пласта, от линии тренда.
Рис. 3. Слева — карта изохрон целевого пласта, контурной линией показана «газовая» аномалия в верхней части, Справа — зависимость времени двойного пробега от глубины залегания пласта.
Обоснование кинематического влияния газонасыщенного интервала в пределах южного купола возможно следующим образом: предположим, что влияние газовой аномалии прямо пропорционально рельефу верхнего отражающего горизонта, то есть находящегося выше газонасыщенного интервала и, как следствие, неподверженного его искажающему воздействию. Подобный тезис имеет право на существование, при допущении главенства структурного фактора в распределении газовых залежей, а также допущении конформного строения геологических пластов, в этом случае верхние отражающие горизонты имеют субпараллельный характер с целевыми неокомскими пластами. Из этого следует, что более высокое положение верхнего отражения будет обуславливать увеличение мощности газовой залежи, а, следовательно, большее влияние газонасыщенного интервала на целевые отражения. Для проверки поставленного предположения был предложен следующий алгоритм:
1. Расчет невязки между наблюденным временем двойного пробега и прогнозным значением по регрессионной зависимости без учета скважин, попадающих в область газонасыщения. То есть, была вычислена теоретическая задержка волны в газовом интервале — время регистрации в отсутствии газовой шапки;
2. Полученное значение невязки было сопоставлено со значением изохрон верхнего отражающего горизонта. Для скважин, располагающихся вне газовой залежи, распределение точек на кросс-плоте носит случайный характер. В свою очередь, скважины, расположенные в пределах газовой залежи, характеризуются устойчивой связью невязки времени двойного пробега с рельефом верхнего отражающего горизонта.
Рис. 4. Зависимость временной невязки для целевого горизонта от времени двойного пробега до кровли сеноманских пластов (зеленым показаны точки расположенные в контуре газовой аномалии).
Факт корреляции временной невязки с рельефом «ненарушенного» ОГ (то есть, без влияния газонасыщенного интервала) является свидетельством в пользу кинематического влияния газа, объясняющего наличие расхождений в структурных построениях, полученных по сейсмическим и скважинным данным.
Наличие статистической связи невязки и карты изохрон позволяет интерполировать значение невязки в межскважинное пространство через регрессионную зависимость. Полученная карта отражает влияние газовой залежи на целевое отражение. В качестве примера выбран пласт БП10, как один из наиболее динамически выраженных пластов в целевом интервале. Для получения карты временных поправок была использована линейная зависимость невязки от гипсометрического положения верхнего отражающего горизонта (выше газонасыщенного интервала), при этом значения карты вне предполагаемого ГВК обнуляются. Контур обнуления был выбран по изохроне, оконтуривающей газовою аномалию (рис. 5).
Рис. 5. Результирующая карта временной поправки для целевого горизонта с учетом газовой аномалии.
Полученная карта в дальнейшем корректировалась с учетом газовой аномалии волнового поля, а также геологических представлений о строении залежи газа. Данный процесс вносит определенную долю субъективизма в результирующую карту поправок, однако обеспечивает более логичный, с геологической точки зрения, вид структурной поверхности. Результирующая карта невязок применялась как аддитивная поправка к картам изохрон перед их пересчетом в глубинную область. Такой подход позволяет учесть влияние газа в областях неосвященных бурением, а также значительно повысить статистическую связь «время-глубина» по кросс-плотам. В дальнейшем полученные карты глубин внедрялись в структурный каркас с корректировкой невязок по скважинам.
Рис. 6. Сравнение корреляции времени двойного пробега с глубиной залегания пласта до (красные точки) и после (зеленые точки) коррекции за влияние газонасыщенного интервала.
Применение методики, описанной в рамках данного исследования, позволяет значительно повысить точность структурных построений — коэффициент корреляции времени двойного пробега с глубиной залегания пласта увеличивается до 0.99, при этом значительно уменьшается дисперсия точек на кросс-плоте. В результате применения подобного подхода к учету влияния газонасыщенного интервала, ошибка прогноза структуры значительно снижается — в случае отсутствия учета влияния газа ошибка по регрессионной модели изменяется от −30 до +22 метров, после выполненной корректировки временной поверхности, ошибка составляет от −6 до +10 метров.
Рис. 7. Распределение ошибки прогноза по линейной регрессии — до (красный) и после (зеленый) учета газовой аномалии.
В полученных результатах можно выделить два аспекта:
1. Скорректирована тектоническая модель залежей — ранее локальная депрессия ассоциировалась с тектоническим фактором, что приводило к ошибочной интерпретации разрывных нарушений. В ходе анализа был показан инверсионный характер структуры, и ее связь с кинематическим влиянием газовой шапки.
2. Скорректирована структурная модель в области отсутствия скважин — показан инверсионный характер структуры и вычислена ориентировочная поправка, необходимая для компенсации влияния газа. Изменение структуры влечет за собой изменение запасов залежей нефти в целевом интервале.
В заключительной части исследования были рассчитаны структурные карты до и после учета газовой шапки с использованием средних скоростей, определенных в точках скважин. Оценка эффекта от учета влияния газонасыщенных пластов выполнена по разностной структурной карте (рис. 8). В центральной части изучаемого района, где плотность бурения относительно высокая, отличия в структурных картах составили +/- 5 метров, наибольшие различия наблюдаются в отдаленных областях, не освященных бурением. В этих зонах разница оценивается в 20 метров, за счет того, что карта средней скорости, рассчитанная по скважинным данным, не учитывает распространение газовой шапки в этом направлении.
Рис. 8. Карта разницы между структурными поверхностями до и после учета влияния газовой залежи в сеноманских пластах.
Дополнительной проверкой эффективности подобной методики послужил ретроспективный анализ прогноза структуры целевого пласта. Для этого из всего массива информации были удалены 20% скважин, которые затем использовались в качестве контрольной группы. По результатам ретроспективного анализа установлено, что учет влияния газовой залежи, позволяет сократить среднеквадратическую ошибку в разбуренной зоне с 7 до 3 метров.
Заключение
Пример южного купола Еты-Пуровского месторождения показывает, как отсутствие компенсации влияния газовой аномалии, в условиях ограниченной априорной информации, на начальном этапе приводит к ошибкам в оценке структурного плана и запасов целевых пластов. Предлагаемый метод учета газа характеризуется некоторыми неопределенностями: корреляционная связь невязки и карты изохрон характеризуется дисперсией, влияние газа носит сложный характер, субъективизм в получении итоговой поправки и т.п. Однако такой подход позволяет оценить возможную степень влияния газонасыщенных пластов на волновое поле в отсутствии объемной скоростной модели, что является важным аспектом.
Кроме того, положительный эффект заключается в снятии неоднозначности — противоречия между структурой на волновом поле и по скважинным данным, а также в корректировке тектонической модели, контролирующей распределение залежей.
Список литературы
1. Конторович В.А., Конторович Д.В., Сурикова Е.С. «История формирования крупных антиклинальных структур — ловушек для уникальных газовых залежей на Севере Западной Сибири (на примере Медвежьего месторождения)» // Геология и геофизика, 2014, т. 55, № с.
2. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. «Геология нефти и газа Западной Сибири». М.: Недра, 1975, 697 с.
3. Alai, R., J. Thorbecke, E. Verschuur «Analysis of elastic wave field propagation through gas clouds» // 81 st Annual International Meeting, SEG, Expanded Abstracts, 2011,
Нефть, Газ и Энергетика
Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам
Режим газовой шапки
Это режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта.
👆Однако, в отличие от водонапорного режима (когда нефть вытесняется водой из пониженных частей залежи) при газонапорном режиме, наоборот, газ вытесняет нефть из повышенных в пониженные части залежи.
👉При этом газ прорывается к скважинам, расположенным вблизи от газонефтяного контакта.
Выход газа и газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким дебитом недопустима, так как прорывы газа приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. Поэтому необходимо вести постоянный контроль за работой скважин, расположенных вблизи газовой шапки, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважины вместе с нефтью, ограничить их дебит или даже прекратить эксплуатацию скважин.
Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6. Для его увеличения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) нагнетается с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи.
ГАЗОВАЯ ШАПКА
верхняя газовая часть нефтегазовой залежи. Г. ш. может быть естеств. (газ находится под давлением, равным пластовому) или искусств. (газ нагнетается в пласт компрессорами, установл. на поверхности).
Смотреть что такое «ГАЗОВАЯ ШАПКА» в других словарях:
Газовая шапка — (a. gas cap; н. Gaskappe; ф. chapeau de gaz; и. capa gasнfera) скопление свободного газа в наиболее приподнятой части нефт. пласта, над нефт. залежью. нефть; 3 … Геологическая энциклопедия
газовая шапка — Природный газ, находящийся в верхней части пласта коллектора, отдельно от нефти, солёной воды или др. жидкостей [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN gas capcap gas … Справочник технического переводчика
газовая шапка — 3.2 газовая шапка: Скопление свободного газа в наиболее приподнятой части нефтяного пласта над нефтяной залежью. Источник: ГОСТ Р 53713 2009: Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки оригинал документа … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Газовая шапка — ► gas cap Скопление свободного нефтяного газа в наиболее приподнятой части нефтяного пласта над нефтяной залежью … Нефтегазовая микроэнциклопедия
газовая шапка большой площади — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN areally widespread gas cap … Справочник технического переводчика
вторичная газовая шапка — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN secondary gas capsecondary free gas cap … Справочник технического переводчика
искусственная газовая шапка — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN artificial gas cap … Справочник технического переводчика
неретроградная газовая шапка — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN nonretrograde gas cap … Справочник технического переводчика
ретроградная газовая шапка — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN retrograde gas cap … Справочник технического переводчика
ШАПКА ГАЗОВАЯ — скопление свободного нефтяного газа в гипсометрически наиболее приподнятой части необнаженного нефтяного пласта, газовая часть единой нефтегазовой залежи. Геологический словарь: в 2 х томах. М.: Недра. Под редакцией К. Н. Паффенгольца и др.. 1978 … Геологическая энциклопедия
Мониторинг газовой шапки
Самотлорское месторождение уникально как по своему геологическому строению, так и с точки зрения проблем, решаемых на протяжении всей длительной истории его разработки. Это месторождение, одно из крупнейших в мире, было открыто в 1965 году и за время разработки принесло в бюджет государства около 250 млрд. долларов. Из недр Самотлора уже получено порядка 2,3 млрд. тонн нефти, пробурено почти 17000 скважин. Пик добычи пришелся на 1980-е годы. В настоящее время, для продолжения и развития эффективной эксплуатации месторождения требуется широкомасштабное внедрение новых технологий добычи нефти, повышение эффективности геолого-технических мероприятий и, соответственно, полное владение информацией о недрах и об активах в целом.
Выявлять и решать широкий спектр проблем в различных областях эксплуатации месторождений специалистам компании помогают современные информационные технологии, в том числе ГИС, которые уже в течение многих лет используются для работы с пространственными данными (рис. 1).
Рис. 1. Карта месторождения в окне ArcMap.
На протяжении всей истории разработки Самотлорского месторождения использовались данные геофизических исследований, но лишь сравнительно недавно появилась возможность интеграции этих и других данных в технологиях трехмерного геолого-математического моделирования, интегрированных с ГИС. Реализация данной интеграции в рамках как проектных, так и оперативных работ по геолого-гидродинамическому моделированию помогла модернизировать имеющиеся базы данных, позволила выявлять и исправлять неточности и ошибки в данных.
Результаты этих работ, наряду с ужесточающимися требованиями к лицензионным, проектным и экологическим нормативам, определили актуальность мониторинга состояния свободного газа, как основного фактора энергетического состояния Самотлорского месторождения. Сохранение газовой шапки также является одним из условий выполнения лицензионных соглашений.
В сложившейся ситуации определились приоритетные задачи ведущихся исследований:
• определение текущего положения газонефтяного контакта (ГНК);
• определение текущего объема свободного газа.
Для решения данных задач необходимо учитывать определенные моменты истории разработки месторождения. Так, в частности, проектом разработки изначально не предусматривалась промышленная добыча свободного газа. Для минимизации потенциального влияния газовой шапки, начальный размер которой оценен в более чем 180 млрд.куб.м, на процесс разработки в рамках проектных решений было произведено ее отсечение барьерными рядами нагнетательных скважин.
К сожалению, в прошлом на разработку повлиял ряд факторов технологического и технического характера: отсутствие возможности замеров объема и определения непосредственных источников добываемого газа в АГЗУ (групповая замерная установка), недостаточный контроль объемов утилизации газа, внедрение газлифтного способа добычи и использование для этой цели газа.
Ввиду отсутствия достаточно полной информации мониторинг состояния газовой шапки превратился в крайне сложную, но весьма актуальную задачу. И хотя выполнение данной работы было поручено подрядной проектной организации, со стороны ОАО «Самотлорнефтегаз» также была предпринята попытка ее решения на основе применения ГИС-инструментов программного обеспечения ArcGIS 9, давно используемого в компании в отделе БД. Данное программное обеспечение легко настраивается в соответствии с требованиями пользователей, имеет развитый набор функций и инструментов. Полная совместимость составляющих его модулей и широкие возможности взаимодействия с другими информационными технологиями позволяют успешно решать многие задачи, связанные с пространственно-временным анализом, картированием и моделированием данных по разработке месторождения.
Технология построения цифровых карт текущих газонасыщенных толщин заключалась в следующем. В качестве исходных данных по определению текущего характера насыщения были использованы результаты интерпретации промыслово-геофизических исследований за последние шесть лет по 1300 скважинам (около 3250 измерений, см. рис. 2). Из всего массива геофизической информации особое внимание уделялось параметрам газоносыщенности.
Рис. 2. Исходные данные по определению текущего характера насыщения.
Далее была произведена загрузка в ГИС нескольких наборов данных (рис. 3):
• Координаты пластопересечений по группе пластов АВ;
• Начальный характер насыщения, полученный из отчёта по пересчёту запасов нефти и газа;
• Текущий характер насыщения, полученный по результаты интерпретации промыслово-геофизических исследований;
• Начальный внешний контур ГНК из отчёта по пересчёту запасов нефти и газа Самотлорского месторождения.
Текущая газонасыщенная толщина определялась по каждой скважине с учётом результатов исследований каждого продуктивного интервала. Значения замещённых газонасыщенных толщин рассчитывались как разница между первоначальными и текущими толщинами.
Рис. 3. Пространственное отображение данных.
При построении карт толщин использовался модуль Geostatistical Analyst. Входящий в него метод интерполяции Кригинг – это относительно быстрый интерполятор, который может быть жестким или сглаженным в зависимости от используемой модели ошибки измерений. Если данные пространственно непрерывны и их значения представляются в виде многомерного нормального распределения, а также если известна корреляция многомерного распределения, то кригинг является оптимальным интерполятором. Этот метод очень гибкий и допускает изучение пространственной автокорреляции данных. Кригинг использует статистические модели, что позволяет получать на выходе различные карты, включая карты проинтерполированных значений, стандартных ошибок интерполяции, вероятности и т.д.
В результате анализа всей имеющейся промыслово-геофизической информации с использованием методов интерполяции были построены карты замещённых и текущих газонасыщенных толщин, позволяющие в определённой степени оценить текущие границы газоносности и границы замещения газа различными типами жидкости (рис. 4, 5).
Рис. 4. Газовая шапка: 3D-модели и карты текущих газонасыщенных толщин на группу пластов АВ.
Рис. 5. Карты замещённых газонасыщенных толщин по объектам АВ1(3) и АВ1(1-2).
Анализ полученных карт свидетельствует о тенденции уменьшения газовой шапки, что подтверждается и результатами последних работ по подсчету запасов углеводородов Самотлорского месторождения.
Локальные изменения в газовой шапке в основном связаны с нарушением техсостояния нагнетательного фонда скважин и его влиянием на нижележащие пласты. Значительные по площади участки вытеснения газа по пласту АВ1(3) в юго-восточной части месторождения приурочены к зонам слияния пластов АВ1(3) и АВ2-3, где были размещены нагнетательные скважины для барьерного заводнения с целью предотвращения перетоков газа из пласта АВ1(3) в пласт АВ2-3 (рис. 6).
Рис. 6. Нарушение техсостояния нагнетательного фонда.
Проведенное исследование продемонстрировало высокий потенциал комплексного использования и интерпретации геофизических данных. Для решаемой задачи особенно ценными оказались нейтронные методы различной модификации:
• Для определения наличия или отсутствия газа (на качественном уровне) используется нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (НКТ)
• Для определения состава замещающей жидкости (нефть-вода) –импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК)
• Углегодно-кислородный каротаж (УКК), применяющийся с 1999 года.
Одним из важных результатов данной работы стала возможность сопоставления и анализа карт начальных и текущих газонасыщенных толщин. Необходимо отметить, что результаты проведенного анализа сразу оказались востребованы и использованы в оперативной работе по управлению разработкой месторождения на уровне нефте-газодобывающего предприятия.
Конечно, выполненная работа не претендует на то, чтобы считаться окончательным и полномасштабным решением всех задач, связанных с разработкой месторождений и мониторингом состояния газовой шапки. Тем не менее, она имеет большой потенциал дальнейшего развития на основе комплексного подхода к анализу разнообразных данных, в том числе с помощью ГИС, комплексного использования методологических подходов и средств геолого-гидродинамического моделирования.