9.3.1. Задачи исследований.
Задачи, которые необходимо решать с помощью гидродинамических (ГДИС), геофизических (ГИС) и геохимических (ГХИ) исследований на стадиях опытно-промышленной разработки и собственно разработки, условно разделяются на 2 большие группы:
Таблица 7. Обязательный комплекс исследований в открытом стволе для решения геологических и технических задач в структурных, поисковых, оценочных и разведочных скважинах
Решаемые задачи | Обязательные исследования и измерения | Дополнительные исследования и измерения |
| Геологические задачи:- оптимизация получения геолого-геофизической информации;- литолого-стратиграфическое расчленение разреза;- выделение пластов-коллекторов;- определение характера насыщенности пластов-коллекторов;- оценка фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пластов-коллекторов;- контроль процесса испытания и опробования объектов;- выявление реперных горизонтов | Исследование шлама, керна, бурового раствора:- макро- и микроскопия шлама;- фракционный анализ шлама;- определение карбонатности пород;- люминесцентный анализ шлама и бурового раствора;- оценка плотности и пористости шлама;- определение объемного и суммарного газосодержания бурового раствора;- непрерывное измерение компонентного состава углеводородного газа, извлеченного из бурового раствора;- периодическая термовакуумная дегазация проб раствора и шлама | Измерение окислительно-восстановительного потенциала;- пиролиз горных пород;- фотоколориметрия;- определение вязкости и водоотдачи бурового раствора |
| Технологические задачи:- раннее обнаружение газо-, нефте-, водопроявлений и поглощений при бурении и спуско-подьемных операциях;- оптимизация процесса углубления скважины;- распознавание и определение продолжительности технологических операций;- выбор и поддержание рационального режима бурения с контролем отработки долот;- оптимизация спуско-подьемных операции#;- контроль гидродинамических давлений в скважине;- определение и прогноз пластового и порового давлений;- контроль спуска и цементирования обсадной колонны;- диагностика предаварийных ситуаций в реальном масштабе времени | Измерение и определение технологических параметров:- глубина скважины и механическая скорость проходки;- вес на крюке и нагрузка на долото;- давление бурового раствора на стояке манифольда и в затрубье;- число ходов насоса;- расход или поток бурового раствора на выходе из скважины;- уровень и объем бурового раствора в емкостях;- скорость спуска и подъема бурильного инструмента;- плотность бурового раствора на входе и на выходе из скважины;- скорость вращения ротора;- крутящий момент на роторе;- температура раствора на входе и на выходе из скважины | - Удельное электрическое сопротивление раствора на входе и выходе;- виброакустические характеристики, получаемые в процессе бурения |
- получение и уточнение информации о залежи, продуктивных пластах и скважинах, необходимой для составления проектных технологических документов на разработку месторождений;
- получение информации, необходимой для осуществления контроля за разработкой месторождения.
9.3.2. При планировании и проведении исследовательских работ в процессе разработки месторождения необходимо выполнять все технологические условия исследований, чтобы результаты каждого исследования могли быть использованы как для решения текущих проблем по контролю за разработкой, так и при подготовке материалов для составления проектных документов на разработку месторождений.
9.3.3. Основными задачами, стоящими перед исследованиями на стадиях опытно-промышленной разработки и промышленной разработки, являются следующие:
- уточнение типа коллектора и геолого-гидродинамической модели залежи. Для трещиновато-пористого коллектора - оценка степени участия матрицы в разработке;
- оценка гидродинамической связи по пласту и выявление непроницаемых границ;
- определение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта и оценка их изменения по площади и во времени в процессе разработки;
- получение информации о гидродинамической обстановке в системе "скважина-пласт", необходимой для выбора способа эксплуатации скважин;
- оценка технического состояния скважин и технологического режима их работы;
- изучение энергетического состояния залежи и основных фильтрационных потоков;
- оценка трещиноватости пласта;
- изучение характера фильтрации жидкости. Выявление и оценка степени проявления неньютоновских свойств флюида и др.;
- оценка динамики текущей нефтенасыщенности;
- установление характера зависимости фильтрационных свойств от забойных давлений в добывающих и нагнетательных скважинах. Определение зависимости коэффициента продуктивности от депрессии на пласт при забойных давлениях выше и ниже давления насыщения;
- определение забойного давления, ниже которого начинается снижение коэффициента продуктивности. Определение давления насыщения по данным исследований скважин;
- определение критического давления раскрытия трещин в нагнетательных скважинах;
- определение раздельной добычи по пластам, вскрытым совместно;
- поинтервальное определение количества и состава протекающего флюида;
- поинтервальное определение фильтрационных характеристик;
- оценка состояния призабойной зоны скважин с целью выбора скважин для проведения работ по воздействию на призабойную зону и пласт;
- оценка технологической эффективности работ по воздействию.
10. Обязательный комплекс гидродинамических исследований скважин на стадии разведки и освоения нефтегазовых залежей
На разведочных объектах в формирующих нефтяных скважинах при выполнении нижеследующего обязательного комплекса ГДИС на стадии разведки и освоения нефтегазовых залежей при выполнении работ рекомендуется руководствоваться следующими методическими указаниями [2, 12, 14, 69].
10.1. Освоение и очистка
Время эксплуатации скважины через устьевой штуцер до полной очистки призабойной зоны от механических примесей в зависимости от проницаемости коллекторов: более 0,1 мкм2 - 36 ч; 0,1-0,05 мкм2 - 48 ч; 0,05-0,01 мкм2 - 72 ч; менее 0,01 мкм2 (пульсирующие) - 96 ч.
10.2. Гидродинамические исследования
10.2.1. Для скважин, эксплуатирующихся с высокими устойчивыми дебитами
10.2.1.1. Последовательная отработка скважины на 4-5 режимах прямым ходом (с минимального штуцера) и одном оптимальном режиме обратным ходом до их соответствия установившемуся состоянию. Время эксплуатации на одном режиме отработки составляет: для коллекторов с абсолютной проницаемостью более 0,1 мкм2 не менее 48 ч; 0,1-0,05 мкм2 - 72 ч; 0,05-0,01 мкм2 - 96 ч.
10.2.1.2. Замеры на каждом технологическом режиме установившихся дебитов жидкой и газообразной фаз пластового флюида. Замер дебита производится в течение не менее 4-х часов. Определение степени загрязнения нефти, содержания воды в нефти.
10.2.1.3. Замеры давлений и температуры - устьевых (трубного и затрубного), забойных на каждом установившемся режиме. Время выдержки манометра на забое (в интервале притока) не менее 30 минут. Снятие профилей давления и температуры по глубине скважины на каждом режиме (через 250 м).
10.2.1.4. Регистрация во времени двух-трех кривых восстановления давления на забое (КВД) и на устье после отработки на различных режимах. Время снятия кривой нарастания забойного давления для коллекторов с абсолютной проницаемостью более 0,1 мкм2 не менее 48 ч; 0,1-0,05 мкм2 - 72 ч; 0,05-0,01 мкм2 - 144 ч.
10.2.1.5. Разовый замер пластового давления после снятия КВД с выдержкой скважины в течение 24 ч.
10.2.2. Для пульсирующих низкодебитных скважин
10.2.2.1. Выдержка скважины в течение 24 ч после очистки с целью замера пластового давления.
10.2.2.2. Замер распределения давления и температуры по стволу простаивающей скважины (через 250 м) и пластового давления.
10.2.2.3. Эксплуатация скважины только на одном режиме в течение не более 192 ч.
10.2.2.4. Замер дебитов по нефти и газу при отработке через трапную установку.
10.2.2.5. Замер распределения давления и температуры по стволу скважины (через 250 м) перед снятием кривой нарастания забойного давления.
10.2.2.6. Снятие кривой восстановления забойного давления в течение не менее 144 ч.
10.2.2.7. Снятие профилей давления и температуры в стволе простаивающей скважины.
10.2.3. Для скважин с фонтанирующим высоким и устойчивым притоком нефти и воды
10.2.3.1. Эксплуатация скважины на штуцере (4-5 мм) до постоянства дебитов нефти и воды через трапную установку. Время отработки скважины определяется также как и для нефтяных фонтанирующих скважин.
10.2.3.2. Замеры установившихся дебитов нефти, газа и воды.
10.2.3.3. Замер устьевых и забойных давления и температуры, распределения давления и температуры по стволу скважины (через 250 м) перед закрытием на восстановление давления.
10.2.3.4. Снятие кривой восстановления забойного давления. Продолжительность регистрации нарастания давления определяется также как и для нефтяных фонтанирующих объектов.
10.2.3.5. Контрольный замер пластового давления и распределения давления и температуры по стволу простаивающей скважины (через 250 м). Для этого скважину выдерживают в течение 24 ч после снятия КВД.