ння (КС, СП, КВ, ГК, НГК, АК в масштабі глибин 1: 500, Інклінометрія) супроводжували процес буріння свердловин і виконані поетапно по всьому розтині бурінням розрізу, в тому числі, по завершенню буріння інтервалів, що перекриваються, в середньому, до глибин 450 і 1200м кондуктором і технічною колоною діаметрами 9 і 12" .
Після спуску обсадних колон, через 2-7 діб після закінчення процесу цементування для визначення висоти підйому цементу і якості цементного каменю виконувалися дослідження акустичної цементометріей.
Комплекси методів досліджень, виконані в нових свердловинах в інтервалах відкладень подсоленосного і ніжневізейского ярусів представлені в підрахунку запасів 2007р (ПЗ). В цілому структура комплексу ГІС, виконаного в експлуатаційних свердловинах, дозволяє вирішувати геологічні завдання в умовах розрізу родовища Амангельди: літологічний розчленування розрізу, виділення пластів-колекторів; проводити якісну і кількісну інтерпретацію: визначати ефективні товщини, оцінювати фільтраційно-ємнісні властивості (ФЕС), характер насичення виділених у розрізі пластів-колекторів.
Геофізичні дослідження виконували геофізичні підприємства: ЮКФ ГІС Казпромгеофізіка raquo ;, компанія ВАТ Удмуртгеологія за заявками підрядника з буріння свердловин - КазБурГаз .
При записи геофізичної інформації використовувалися цифрові реєстратори Гектор raquo ;, Карсар raquo ;, ПАК raquo ;. Реєстрація ГІС проводилася апаратурою, що пройшла метрологічний контроль і калібрування. Каротаж виконувався зі швидкістю, регламентованої експлуатаційною документацією до приладів. У таблиці 1.4 представлений перелік свердловини апаратури, застосованої при геофізичних дослідженнях свердловин, показані режими каротажу, реєстрації та візуалізації геофізичних параметрів в нових свердловинах.
Таблиця 1.4 - Апаратура комплексу промислово-геофізичних досліджень. Режими каротажу і візуалізації геофізичних параметрів в експлуатаційних свердловинах
Відповідно до вимог технології проведення ГІС [12] методи досліджень виконувалися в наступній послідовності: електричні - стандартний каротаж з одночасною реєстрацією кривої ПС; БК, ІК, МБК, МК; потім акустичний і методи радіоактивного каротажу - ЦК, НГК (ННК), ГГК-П; далі - КВ, Інклінометрія.
. 5 Властивості і склад газу, конденсату і води
У процесі ОПЕ з вивчення властивостей і складів пластового газу і конденсату родовища Амангельди за період 1996-2006 рр. лабораторією КазНІГРІ і компанією Мунайгазгеолсервіс були проведені дослідження проб флюїду з 19 свердловин (2, 5, 6, 101, 102, 103, 104, 105, 106, 107, 108, 109, 110, 111, 112, 113, 114, 115, 116).
За новою інформацією 2006 р дослідженням пластових флюїдів, включаючи попередні дослідження, підраховані середні параметри, наведено діапазони змін. Отримані нові середні значення практично збігаються і підтверджують середні значення, представлені в підрахунок запасів станом на 01.01.2006 р [8].
Властивості пластового газу.
У зв'язку зі збільшенням інформації про склад і властивості пластового газу, отриманої в 2006р., розраховані нові середні параметри властивостей пластового газу станом на 01.01.2007 р Вони розраховані з урахуванням результатів досліджень, отриманих в період розвідки (використаних при підрахунок запасів (1996 р.) [2]) і пізніше - в процесі експлуатації родовища. Потенційне зміст стабільного конденсату (С 5 + В) з урахуванням результатів 2005-2006 рр., Виконані лабораторією КазНІГРІ шляхом рекомбінації гирлових проб флюїдів, в середньому склало - 71.1 г/м 3, що входить в діапазон значень використаних при підрахунок запасів (1996 г). [2] - 67.9-112.9 г/м 3, коефіцієнт сверхсжімаемості - 0.79, щільність при 20 ° С - 0.8589 кг/м 3, в'язкість пластового газу - 0.0120 мПа · с. Однак повністю погодитися з новим отриманим значенням змісту стабільного конденсату (С 5 + В), не представляється можливим, оскільки воно отримано в процесі рекомбінації, а не по промисловим замірами. За показниками розробки середній за 2006 рік зміст нестабільного конденсату по промисловим замірами зі свердловин коливався в діапазоні 92.4-97 г/м 3, складаючи в середньому 94.9 г/м 3. За результатами досліджень 2005-2006 рр. отримано потенційне зміст конденсату нижче, ніж прийнято в підрахунок запасів (2006 р). [8]. Причиною зниження змісту конденсату може бути випадання конденсату в пласті внаслідок зниження пластового тиску нижче тиску початковій конденсації, що і вплинуло на результати досліджень рекомбинированного проб, відібраних з гирла свердловин.
У зв'язку з вищесказаним, в даному звіті слід прийняти значення зміст стабільного конденсату (С 5 + В), таке ж, як і в підра...
