Проблемы освоения нефтегазовых месторождений западной Сибири (доклады и сообщения научно-технической конференции), страница 6

тельности проведения исследований и выборе необходимого режима работы скважины. Геофизической службой разработан типовой ком­плекс геофизических исследований для наиболее сложного случая, когда скважина работает газом, нефтью и водой (для нефтяных и газоконденсатных скважин), который приводится ниже.

I. В остановленной скважине выполняются:

	масштаб	интервал,м
локатор муфт	1:200	2600-3000
НГК	1:200	2600-3000
	1:500	0-2600
термометрия	1:500	0-2600
манометрия	1:200	2600-3000
влагометрия	1:500	0-2600
шумометрия	1:200	2600-3000
расходометрия (тепловая)	1:200	2600-3000
резистивиметрия	1:200	2600-3000
	1:500	0-2600

2. Скважина пущена в работу, в работающей скважине вы­полняются:

НГК	1:200	2600-3000
термометрия	1:500	0-2600
манометрия	1:200	2600-3000
влагометрия	1:200	2600-3000
шумометрия	1:200	2600-3000
расходометрия (тепловая)	1:200	2600-3000
резистивиметрия	1:200	2600-3000

3. Скважина вновь остановлена и в ней выполняются:

- К.ВД в течение 24 ч (прибор устанавливается против середины
интервала перфорации);

-  кривая притока при низком дебите флюида.

12

4. Скважина запускается в работу или компрессируется (при низком дебите) и снова останавливается; в ней выполняются:

-термометрия, манометрия, влагометрия (сразу после остановки) в масштабах 1:500 и 1:200, в интервалах соответственно 0-2600 и 2600-3000 м;

то же, через 8-10 ч.

Грамотная интерпретация полученных геофизических матери­алов, как правило, позволяет определить интервал водопритока.

Вышеописанная комплексная методика геолого-промысловых, гидрохимических и промыслово-геофизических исследований была внедрена в 1992 г. при ремонтно - изоляционных работах на 12 обводненных скважинах Уренгойского месторождения: на 7 газовых сеноманских, на 3 газоконденсатных неокомских и 2 нефтяных. Из них на 11 скважинах водоизоляционные работы закончились успешно, а на одной (N 2372 неокомская газоконденсатная) после ремонта вновь была получена пластовая вода. Отсюда видно, что процент успешности примененной методики довольно высок и составляет 91,7%. Методику необходимо совершенствовать для достижения 100%-ной ее эффективности.

© Л.Д.Нитипин, A.M.Свечников, В.А.Дубовик, О.М.Севастьянов, Е.Е.Захарова

ПОДЗЕМНОЕ ЗАХОРОНЕНИЕ ПРОМСТОКОВ НА УРЕНГОЙСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

НитипинЛ.Д., Свечников А.М., Дубовик В.А, (ПО Урен-

гойгазпром), Севастьянов О.М., Захарова Е.Е.

(ВолгоУралНИПИгаз)

На Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении (УНГКМ) подземное захоронение промстоков ведется на всех пят­надцати УКПГ, на заводе по переработке газового конденсата (УЗПГК), на базе по снабжению нефтепродуктами и ингибиторами (БСНиИ), а также планируется в ближайшем будущем на двух центральных пунктах сбора нефти (ЦПС-1 и 2) и на базе производственного обслуживания управления по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин (БПО УПНПиКРС). Закачка стоков осуществляется под сеноманскую газовую залежь в сеноманскии по-

13

глощающий горизонт. Для этой цели пробурено 40 поглощающих (нагнетательных) скважин глубиной 1300-1600 м.

Геологическое строение, гидрогеологические и геокриологиче­ские условия УНГКМ благоприятны для подземного захоронения промстоков: сеноманский поглощающий горизонт залегает на оп­тимальной в технико-экономическом отношении глубине (1300-1400м); содержит высокоминерализованную (16-18 г/л) воду; надежно изо­лирован от земной поверхности и верхних водоносных горизонтов с питьевой водой сеноманской газовой залежью, развитым над ней региональным глинистым экраном турон-палеогенового возраста, мощ­ной толщей многолетнемерзлых пород (ММП); обладает высокими коллекторскими свойствами (пористость 30%, проницаемость 0,7-Ю" м ), обусловливающими большую поглощающую способ­ность (550-1200 м /сут при давлениях закачки не выше 0,5 МПа).