10.2.4. Для скважин с низкими пластовыми давленими# (с низкими статическими уровнями)
10.2.4.1. После промывки скважины замеряется пластовое давление (статический уровень).
10.2.4.2. Кратковременное возмущение скважины осуществляется пуском скважины в эксплуатацию ЭЦН, ШГН или свабированием. Замеряется (рассчитывается) дебит.
10.2.4.3. Скважины исследуются методом прослеживания уровня (с помощью эхолота) или регистрируют кривую восстановления давления с помощью глубинного манометра.
10.2.4.4. Методы обработки данных исследований таких скважин представлены в Приложении Б.
10.2.5. Отбор представительных проб пластовых флюидов
10.2.5.1. Количество отбираемых глубинных проб нефти из одной скважины должно быть не менее трех. Пробы пластовой нефти считаются представительными, если физико-химические характеристики не менее чем по двум пробам окажутся идентичными.
10.2.5.2. Для нефтяных скважин качественность проб определяется по следующему признаку: давление на глубине отбора пробы должно быть выше давления насыщения.
10.2.5.3. Глубина отбора пробы устанавливается по результатам анализа профилей давления и температуры в скважине, работающей на минимальном устьевом штуцере. Подбором соответствующих координат определяют величину давления и температуры, при которой начинается выделение свободного газа из нефти [48]. Спуск глубинных пробоотборников производится на глубину 400-500 м ниже отметки начала разгазирования нефти.
10.2.5.4. В случае малодебитных скважин (не фонтанирующих) и поступления свободного газа с забоя работающей скважины (что также устанавливается по результатам анализа кривых распределения давления и температуры по стволу) забойные пробы нефти не отбираются. Анализ пластовой нефти производится по рекомбинированной пробе, которая составляется из устьевых проб нефти и газа сепарации.
10.2.5.5. Отбор проб газа сепарации (с факельной линии) в контейнер.
11. Обязательные комплексы геофизических, гидродинамических и геохимических исследований скважин на этапах опытно-промышленной и промышленной разработок
11.1. Минимальный комплекс ГИС, ГДИС, ТПИ, ГХИ и ГИРС по контролю за разработкой представлен в таблице 8. Рекомендуемые комплексы, периодичность проведения исследований указаны для эксплуатационных скважин различной категории по дебитам, по обводненности, при забойных давлениях выше и ниже насыщения, а также для нагнетательных, пьезометрических, наблюдательных, до и после проведения ГТМ.
11.2. Рекомендуется комплекс ГИС для контроля за разработкой, который представлен в таблице 9.
11.3. Обязательный и дополнительный комплексы исследований в открытом стволе для решения геологических и технических задач в эксплуатационных скважинах приведен в таблице 10 [2].
11.4. Комплекс ГТИ при бурении эксплуатационных скважин приведен в таблице 11 [2].
11.5. Обязательный и дополнительный комплексы ГИС в горизонтальных участках ствола эксплуатационных скважин приведен в таблице 12 [2].
11.6. Обязательный и дополнительный комплекс ГТИ при бурении горизонтальных скважин приведен в таблице 13 [2].
12. Требования к качеству и объемам комплексированных методов исследования нефтяных месторождений
12.1. Качество и объемы комплексированных (ГИС, ГДИС и ГХИ) исследований скважин должны обеспечить максимальное получение информации о геолого-физических характеристиках продуктивных нефтяных и нефтегазовых залежей и пластов, необходимой для решения проблем проектирования, контроля и регулирования процессов разработки и добычи углеводородов.
12.2. Сроки, объемы, виды проведения комплексированных исследований скважин (ГИС=ГДИС=ГХИ) и их этапность, интервальность проведения в соответствии с настоящим "Методическим руководством" устанавливаются в геолого-технических проектах и лицензионных соглашениях на право пользования недрами.
12.3. Соответствие сроков, объемов и качества выполнения комплексированных исследований скважин проектам и лицензиям на использование недр, контролируется органами государственного геологического контроля, органами государственного горного надзора, Центральной комиссией по разработке Минэнерго РФ, действующими в пределах их компетенции в соответствии с утвержденными положениями об их деятельности.
12.4. Регистрация и хранение данных комплексированных исследований и отдельных их составляющих рекомендуется осуществлять в цифровом виде, под компьютерным управлением и контролем, в форматах и стандартах регистрации, принятых соответствующими "Техническими инструкциями", обеспечивающими возможность передачи первичной информации по каналам связи и ее архивации в электронных базах и банках данных. Компьютерные программы регистрации должны обеспечивать метрологический контроль качества в ходе регистрации.
12.5. Конечные результаты комплексированных исследований скважин и отдельных их составляющих должны включать данные о геолого-физических характеристиках, предусмотренные в таблицах 4, 5, 6 и на рисунке 6.
12.6. По результатам комплексированных исследований скважин и отдельных их видов должны составляться заключения с рекомендациями по практическому их использованию с информацией об экономических аспектах их реализации.
12.7. Итоговое заключение по результатам комплексированных исследований скважин должно содержать информацию о задачах исследований, методических и теоретических (схематично) обоснованиях, выбранных способах исследований, объемах выполненных исследований и примененных методиках обработки данных исследований скважин (в т.ч. с использованием компьютерных технологий), их соответствии "обязательным" и "дополнительным" комплексам и согласно настоящих "Методических указаний", рекомендациях по практическому использованию результатов с оценкой экономических аспектов проведенных работ и реализации рекомендаций.
12.8. Схематическое соотношение различных этапов разработки, стадий проектирования и применения комплексированных методов исследований скважин и пластов приведено на рисунке 4.
Таблица 8. Минимальный комплекс гидродинамических, промыслово-геофизических исследований по контролю за разработкой нефтяных месторождений
Таблица 9. Комплексы исследований при решении задач на различных этапах разработки нефтяных и газовых месторождений
Группа стандартных задач. Наименование стандартной задачи | Комплекс методов промыслово-геофизических исследований (ПГИ) | Методы гидродинамических исследований (ГДИС) (способ измерения и метод обработки) | Комплекс геохимических исследований (ГХИ) | Примечание (объекты исследований, технология исследований, этапность, др. для отдельной задачи) |
| I. Уточнение геологической модели в зоне расположения скважины | ||||
| I.I. Уточнение границ продуктивных толщин по разрезу скважины | ||||
| 1. Границы продуктивных толщин при опробовании | Информация методов открытого ствола вместе с данными методов оценки приток-состава, ОПТ, ОПК | КВД, КВУ, ИД | Отборы глубинных проб для оценки состава притока, анализ керна | Разведочные. Поэтапное опробование путем установки пакеров для разобщения отдельных пластов (пропластков). На этапе опробования |
| 2. Границы продуктивных толщин при дополнительном использовании прямых неэлектрических методов оценки насыщения | Информация методов открытого ствола вместе с данными методов НК, ИНК, С/О, ШАМ, МНА | Анализ устьевых проб и керна | Разведочные, осваиваемые эксплуатационные. Фоновые в статике и при очистке ближней зоны путем вызова притока. На этапе освоения | |
| 3. Границы продуктивных толщин при обсадке продуктивного интервала стеклопластиковыми трубами | ИК, ДК, ВИКИЗ | Скважины, оборудованные стеклопластиковым хвостовиком эксплуатационной колонны. В статике или динамике. На этапе освоения | ||
| 4. Привязка методов ГИС-контроля к терригенному разрезу скважины | ГК, ЛМ | Все скважины с терригенным или смешанным разрезом. Обязательно при проведении любых исследований ГИС-контроля | ||
| 5. Привязка методов ГПС-контроля к карбонатному разрезу скважины | НМ, ЛМ | Все скважины с карбонатным или смешанным разрезом. Обязательно при проведении любых исследований ГИС-контроля | ||
| 6. Геотермический градиент в долгопростаивающих скважинах, интервалы залегания многомерзлых пород | ТМ | Наблюдательные (глухие) или долгопростаивающие скважины. Фоновая съемка. Повторные (временные) исследования геотермии нецелесообразны | ||
| I.II. Определение положения продуктивных пластов и геологических неоднородностей в межскважинном пространстве | ||||
| 1. Профильная или объемная корреляция границ продуктивных толщин при использовании данных опробования | Информация методов открытого ствола вместе с данными методов оценки прит-состава, ОПТ, ОПК | КВД, КВУ, ИД | Информация анализа проб в разных скважинах, анализ керна | Разведочные и осваиваемые эксплуатационные. Опробование путем установки пакеров для разобщения отдельных пластов. На этапе опробования |
| 2. Геологические неднородности и нарушения в межскважинном пространстве | ВСП | Гидропрослушивание ГДП | Закачки ИВ | Группы (пары) скважин, включающие возмущающие и реагирующие. Исследования по специальной программе |
| II. Контроль за выработкой пластов при вытеснении нефти или газа | ||||
| II.I. Определение профиля притока или приемистости, оценки состава притока | ||||
| 1. Профиль (интервалы) притока жидкости | РМ_Ж, ТИ, ТМ | Добывающие нефтяные, водозаборные. Замеры в динамике. Охват - до 50%, периодичность - от 1 года | ||
| 2. Профиль (интервалы) притока газа | Р_Г, ТИ, ТМ, ШИ | Добывающие газовые или объекты ПХГ. Замеры в динамике. Охват - до 50%, периодичность - от 1 года | ||
| 3. Дебиты (интервальные) притока жидкости | PM_Ж | Добывающие нефтяные, водозаборные. Замеры в динамике. Охват - до 50%, периодичность - от 1 года | ||
| 4. Дебиты (интервальные) притока газа | РМ_Г,РУ | Добывающие газовые или объекты ПХГ. Замеры в динамике. Охват - до 50%, периодичность - от 1 года | ||
| 5. Состав интервального притока однородной жидкости (воды или нефти) | МН, ПЛ, ВЛ, РИ | Устьевые пробы | Добывающие нефтяные, водозаборные. Замеры в динамике. Охват - до 50%, периодичность - от 1 года | |
| 6. Состав интервального притока газа | МН, ВЛ | Устьевые пробы | Добывающие газовые или объекты ПХГ. Замеры в динамике. Охват - до 50%, периодичность - от 1 года | |
| 7. Состав интервального притока смеси жидкости (нефти с водой), включая ее обводненность | РМ_Ж, ТИ, ВЛ, МН, ПЛ, РИ, ЛВД | Глубинные пробы | Добывающие нефтяные. Замеры в динамике. Охват -до 20%, периодичность - от 1 года | |
| 8. Состав интервального притока газожидкостной смеси, включая ее обводненность | РМ_Г, МН, ВЛ, ТИ, ШС, ЛВД | Глубинные пробы | Добывающие нефтяные и газовые, обводняющиеся объекты ПХГ. Замеры в динамике. Охват - до 20%, периодичность - от 1 года | |
| 9. Гидравлические потери в лифте при потоке газожидкостной смеси в интервале оценки состава притока | РМ_Г, МН | Добывающие нефтяные и газовые, обводняющиеся объекты ПХГ. Охват - до 20%, периодичность - по обстановке | ||
| 10. Профиль (интервалы) приемистости воды | РМ, Ж, ТИ, ТМ, ШИ | Нагнетательные. Охват - до 50%, периодичность - от 0.5 года | ||
| 11. Профиль (интервалы) приемистости газа | РМ, Г, ТИ, ТМ, ШИ | Объекты ПХГ, нагнетательные по газу. Охват - до 50%, периодичность - от 0.5 года | ||
| II.II. Определение начального, текущего или остаточного нефте- и газонасыщения пласта | ||||
| 1. Начальная нефте-газонасыщенность | НК, ИНК, С/О, ШАМ | Пробы глубинные и керна | Разведочные, осваиваемые эксплуатационные.Фоновые в статике и при очистке ближней зоны путем вызова притока. На этапе освоения, после расформирования зоны проникновения (для газоносных) | |
| 2. Начальная нефте-насыщенность | То же | То же | То же | |
| 3. Начальная газонасыщенность | НК | То же | Тоже | |
| 4. Текущая нефте-газонасыщенность | НК, ИНК, С/О, ШАМ | Контрольные (наблюдательные) глухие скважины. Периодичность от 3-6 мес. (при прослеживании фронта обводнения) до 1-3 лет (на завершающем этапе разработки) | ||
| 5. Текущая нефте-насыщенность | То же плюс ИНК с закачкой MB и последующей очисткой пласта при отработке | То же, плюс добывающие нефтяные скважины (технология ИНК с закачкой MB и прослеживанием темпа и степени очистки у отдельных толщин) | ||
| 6. Текущая газонасыщенность | НК | То же | ||
| 7. Изменение нефте-газонасыщенности за период времени | Временные замеры НК, ИНК | То же, плюс эксплуатационный фонд скважин. Охват до 10% | ||
| 8. Изменение водонасыщенности за период времени | То же | То же | ||
| 9. Положение ВНК | НК, ИНК, С/О, ШАМ | То же | ||
| 10. Положение ГВК | НК, временные ТМ | То же | ||
| 11. Положение ГНК | НК, временные ТМ | То же | ||
| 12. Обводнение продуктивных толщин при обсадке стеклопластиковыми трубами | ИК, ДК, ВИКИЗ | Скважины, оборудованные стеклопластиковым хвостовиком эксплуатационной колонны. В статике и динамике. Периодичность от 1-3 мес. (прослеживание фронта обводнения) до 1 раз/1-3 года (оценки остаточного нефтегазонасыщения) | ||
| II.III. Оценки параметров вытеснения для вырабатываемых толщин | ||||
| 1. Работающие толщины пласта припритоке | Серия ТМ, ШС, ЛВД | Добывающий фонд скважин. Фоновые замеры в статике и на режимах отбора. Охват - до 20%, периодичность - от 1 года | ||
| 2. Работающие толщины пласта при поглощении | Серия ТМ, ШС, ЛВД | Нагнетательный фонд скважин. Фоновые замеры в статике и на режимах закачки. Охват - до 50%, периодичность - от 0,5 года | ||
| 3. Толщины пласта, затронутые процессами вытеснения | Серия ТМ | Закачки ИВ | То же соответственно для всего эксплуатационного фонда скважин | |
| 4. Обводненные (обводняющиеся) толщины пласта | ТМ, ГМ (по радиогеохимическому эффекту), ЛВД | То же | ||
| 5. Коэффициент вытеснения вырабатываемых толщин | ИННМ с закачкой MB | Добывающие скважины. Фоновые замеры, замеры при закачке MB, при очистке пласта от MB на режимах отбора. По программе спец. исследований | ||
| III. Гидродинамический мониторинг свойств пласта | ||||
| III.I. Оценки энергетических свойств пласта | ||||
| 1. Устьевое давление (буферное, затрубное и в межтрубье) | Замеры во времени на ЗУ | Эксплуатационный фонд скважин. Ежедневные наблюдения | ||
| 2. Забойное давление | Замеры во времени МН, в отдельных случаях перерасчеты по устьевым давлениям | Перед КВД, после КПД (КСД), в процессе ИД | Эксплуатационный фонд скважин. В процессе проведения ГДИС или ПГИ. Охват - до 100%, периодичность от 0,5-1 года. Опорная сеть скважин - ежеквартально | |
| 3. Пластовое давление | Замеры во времени в кровле пласта МН или МН,РМ | КВД, КПД или ИД | То же | |
| 4. Депрессия (репрессия) на пласт(ы) | То же | КВД, КПД, КВУ,ИД | То же | |
| 5. Фактическая продуктивность скважины (удельная) по жидкости | Замеры во времени в кровле пласта МН, РМ | ИД,КВУ | То же для нефтяных и нагнетательных скважин | |
| 6. Фактическая фазовая (по нефти, по газу) удельная продуктивность скважины | То же плюс уточненная информация о фазовых дебитах | ИД,КВУ | То же для нефтяных или газовых добывающих скважин | |
| 7. Динамические изменения фактической фазовой продуктивности в скважине (во времени) | Динамический (временной) анализ на ЭВМ всех результатов ГДИС-ПГИ по отдельной скважине | Эксплуатационная скважина. Временные исследования (любая периодичность) | ||
| 8. Изменения фактической фазовой продуктивности по площади (объему) залежи | Площадной (пространственный) анализ на ЭВМ результатов ГДИС-ПГИ для всех скважин, эксплуатирующих объект (пласт, залежь) | Фонд эксплуатационных скважин по всему месторождению. Охват не менее 20-30%, периодичность порядка 0.5-1 года | ||
| 9. Коэффициент потенциальной продуктивности скважины по жидкости | Расчеты на основании данных о проницаемости по ГДИС, работающих эффективных толщин и реальном радиусе контура питания | Опорная сеть эксплуатационных скважин, равномерно охватывающая залежь. Охват не менее 50%, периодичность порядка 0.5-1 года | ||
| 10. Коэффициент потенциальной фазовой (по нефти, по газу) продуктивности | То же, плюс текущая информация о вытеснении нефти (газа) из пласта | То же | ||
| 11. Прогноз изменения потенциальной продуктивности пласта при последующей разработке месторождения | То же, плюс гидродинамическая (фильтрационная) модель месторождения, обобщающая данные по истории разработки | То же | ||
| III.II. Оценки фильтрационных свойств пласта | ||||
| 1. Гидропроводность дальней зоны пласта | Замеры во времени МН или МН, РМ | КВД, КПД, ИД (только в отсутствие скин-фактора), циклические нестационарные исследования | Фонд эксплуатационных скважин по всему месторождению. Охват до 100%, периодичность порядка 0,5-1 года | |
| 2. Проницаемость дальней зоны пласта (с учетом работающей эффективной толщины) | Замеры во времени МН | То же | То же | |
| 3. Гидродинамические связи продуктивных толщин по вертикали в дальней зоне пласта | Гидро-прослушивание ГДП | Прослеживание закачек ИВ | Эксплуатационные добывающие и нагнетательные скважины. По программе спец. исследований | |
| III.III. Оценки изменения фильтрационных свойств в призабойной зоне | ||||
| 1. Гидропроводность ближней зоны пласта | Замеры во времени в кровле пласта МН | КВД, КПД, КВУ | Фонд эксплуатационных скважин по всему месторождению. Охват до 100%, периодичность порядка 0.5-1 года | |
| 2. Коэффициент призабойной закупоренности | Замеры во времени в кровле пласта МН | То же | То же | |
| 3. Скин-фактор, анализ его составляющих | Замеры во времени в кровле пласта МН | То же | То же | |
| 4. Коэффициент гидродинамического совершенства скважины | Замеры во времени в кровле пласта МН | То же | То же | |
| IV. Технологический контроль работы скважины | ||||
| IV.I. Оценки работы элементов подземного оборудования | ||||
| 1. Срабатывание пусковых муфт (при компрессировании) | Устьевые давления на ЗУ или ТМ, МН | Добывающие малодебитные скважины. Исследования в процессе пуска в работу | ||
| 2. Герметичность пакера (способом контроля уровней над пакером) | Устьевые давления на ЗУ, ЭХ, ГГД или ШИ в динамике | Добывающие скважины (газовые или с раздельной эксплуатацией объектов). В процессе других исследований ГИС-контроля или по спец. программе | ||
| 3. Эффективность работы насосов ЭЦН | Дебиты на ЗУ, динамические уровни по ЭХ, методам оценки приток-состава в стволе | Добывающие нефонтанирующие скважины, оборудованные ЭЦН. Периодичность определяется мероприятиями промыслового мониторинга и ГИС-контроля | ||
| IV.II. Оценки состояния продукции в стволе работающей скважины | ||||
| 1. Уровень жидкости в стволе (эксплуатационной колонне или НКТ) | ЭХ или ВЛ, РИ, МН, ПЛ, ТИ | Добывающие. В процессе ГИС-контроля с определением приток-состава (см. п. II.I) | ||
| 2. Уровень жидкости в межколонном пространстве ("затрубье") | ЭХ | Добывающие. В процессе ГИС-контроля с определением приток-состава (см. п. II.I) при отсутствии пакера | ||
| 3. Фазовые уровни в стволе(эксплуатационной колонне или НКТ) | ВЛ, РИ, МН, ПЛ, ТИ | Добывающие с многокомпонентной продукцией. В процессе ГИС-контроля с определением приток-состава (см. п. II.I) | ||
| 4. Состав смеси на забое в стволе (эксплуатационной колонне или НКТ) | РМ_Г(Ж), МН(ПЛ), ВЛ, РИ, ТМ | То же | ||
| 5. Динамика изменения уровней жидкости (работа ЭЦН-насосов) | ЭХ | Добывающие нефонтанирующие скважины, оборудованные ЭЦН. Периодичность определяется мероприятиями промыслового мониторинга и ГИС-контроля | ||
| IV.III. Определение межпластовых перетоков | ||||
| 1. Интервалы (кровля-подошва) межпластовых перетоков | Серия ТМ, ШИ, ШС, а также активныеспособы: ГМ (с закачкой ИЗ), ИНМ (с закачкой MB) | Добывающие. В процессе ГИС-контроля с определением приток-состава (см. п. II.I, III) или в процессе технического контроля (см. п. V.III) | ||
| 2. Пространство межпластовых перетоков | То же и методы оценки притока в стволе | КВД, ИД - для установления факта перетока | То же | |
| 3. Направления межпластовых перетоков | Серия ТМ, МНА, ШС, а также активныеспособы: ГМ (с закачкой ИЗ), ИНМ (с закачкой МБ) | То же | ||
| 4. Тип флюида в межпластовом перетоке (включая обнаружение источника поступления воды через перфорированные интервалы) | МНА, НК или ИНК- для газа, дополнительно информация ГИС по открытому стволу. ШС, ЛВД | То же | ||
| 5. Дебиты заколонных перетоков (для дебитов свыше 0,5 куб.м/сут или 500 н. куб. м/сут) | Серия ТМ | То же | ||
| IV.IV. Определение суммарных фазовых расходов скважины | ||||
| 1. Суммарный расход стабильно работающей скважины по жидкости | ЗУ или РМ_Ж (замеры вне интервалов притока на разных скоростях на спусках и подъемах) | Испытания проб для оценки газового фактора, состава вод | Добывающие нефтяные или водозаборные. В процессе ГИС-контроля с определением приток-состава (см. п. II.I) | |
| 2. Суммарный расход скважины по газу | ЗУ или РМ_Г, РУ | Добывающие газовые. В процессе ГИС-контроля с определением приток-состава (см. п. II.I) | ||
| 3. Суммарные фазовые дебиты газожидкостной продукции для стабильно работающей скважины (включая ее обводненность) | ЗУ или РМ_Г, МН, ТМ или РМ_Ж (замеры вне интервалов притока на разных скоростях на спусках и подъемах), ПЛ (МН),ВЛ | Испытания проб для оценки газового фактора, состава вод | Добывающие обводняющиеся нефтяные или газовые. В процессе ГИС-контроля с определением приток-состава (см. п. II.I) | |
| 4. Суммарный расход нестабильно работающей малодебитной скважины по жидкости | ЭХ или ПЛ (ВЛ, МН) | То же | Добывающие обводняющиеся нефтяные, эксплуатирующиеся в режиме накопления (подъема уровня). В процессе ГИС-контроля с определением приток-состава (см. п. II.I) | |
| 5. Суммарные фазовые дебиты газожидкостной продукции для нестабильно работающей малодебитной скважины (включая ее обводненность) | ЭХ, МН (ВЛ, ПЛ) | То же | Добывающие обводняющиеся нефтяные или газовые, эксплуатирующиеся в режиме накопления (подъема уровня). В процессе ГИС-контроля с определением приток-состава (см. п. II.I) | |
| V. Технический контроль состояния скважины | ||||
| V.I. Уточнение положения элементов конструкции | ||||
| 1. Муфты обсадных и лифтовых колонн | ЛМ, ГГД, ЭМД | Обсаженные скважины. В процессе любых исследований по ГИС-контролю | ||
| 2. Траектория ствола скважины | ИН_ГИ | Эксплуатационный фонд скважин. Согласно плану повторной инклинометрии | ||
| 3. Искусственный забой | Шаблонирование, ЛМ, ГК | Обсаженные скважины. В процессе любых исследований по ГИС-контролю | ||
| 4. Элементы подземного оборудования (башмак НКТ, пакеры, пусковые муфты и т.п.) | ЛМ, МК, ЭМД, ГТД или методами оценки притока, ТМ, ШИ в динамике | Обсаженные скважины. В процессе любых исследований по ГИС-контролю или по спец. программе | ||
| 5. Определение мест прихвата НКТ, др. оборудования | ПО, ЛМ, АКД | Обсаженные скважины. В процессе ликвидации аварий | ||
| V.II. Оценки состояния внутриколонного пространства труб (вне продуктивных интервалов) | ||||
| 1. Сальники (гидратные пробки, солевые отложения) | Шаблонирование, МК или методами оценки притока, ШИ в динамике | Обсаженные добывающие скважины. В процессе ликвидации причин непрохождения приборов (шаблонов) | ||
| 2. Коррозия сильная | МК, ЭМД, ГГД | Старый фонд эксплуатационных скважин. Охват - до 100% | ||
| 3. Коррозия слабая | ГГД, CAT, скважинное видео | Фонд эксплуатационных скважин. Охват - до 10% в процессе других мероприятий технического контроля | ||
| V.III. Выявление негерметичностей колонн и уточнение границ фильтра | ||||
| 1. Перфорация (интервалы), отдельные негерметичности лифтовой и эксплуатационной обсадной колонны | ЛМ, ГГД, ЭМД, МК, а также активные способы: серия ГМ с закачкой ИЗ, РИ с закачкой MB, TM с закачкой контрастной по температуре жидкости | Фонд эксплуатационных скважин. После первичной или повторной перфорации, при подозрениях на негерметичность колонн | ||
| 2. Негерметичности других обсадных колонн (технической, промежуточной и пр.) | ЭМД | Фонд эксплуатационных скважин. При подозрениях на аварийное техническое состояние | ||
| V.IV. Контроль качества цементажа | ||||
| 1. Наличие (полное или частичное) цемента в заколонном пространстве | ТМ после заливки, ГГЦ, АКЦ | Фонд обсаженных скважин. Охват 100%. После выполнения цементажа | ||
| 2. Содержание цемента по направлениям | ГЦ, АКЦ, ШАМ | То же | ||
| 3. Сцепление цемента с породой и колонной | АКЦ, ШАМ | Фонд обсаженных скважин. При подозрениях на негерметичность цементного камня и заколонные перетоки | ||
| 4. Качество цементажа колонны | ШАМ | То же | ||
| 5. Негерметичности цементного кольца, создающие условия для заколонных перетоков флюидов | В динамике методами: ТМ, ШИ, ШС | То же | ||
| VI. Контроль интенсификации | ||||
| VI.I. Оценки эффективности очистки забоя | ||||
| 1. Удаление с забоя жидкости (воды) | ВЛ, МН, РИ, ПЛ, ТИ | Эксплуатационные скважины. После проведения соответствующих мероприятий | ||
| 2. Удаление с забоя грязи (буровой жидкости) | То же | То же | ||
| 3. Удаление с забоя механических примесей | Шаблонирование | То же | ||
| VI.II. Оценки эффективности вскрытия пласта | ||||
| 1. Охват продуктивного пласта перфорацией (качество и степень вскрытия пласта) | ЛМ, ГГД, ЭМД, МК и дополнительно - методы оценки притока в динамике | Дополнительно - методы ГДИ для оценки гидродинами ческого совершенства фильтра | Эксплуатационные скважины. После проведения перфорационных работ | |
| 2. Эффективность изоляции пласта после КРС (герметичность "пластыря" в месте бывшего фильтра) | МК, CAT, а также активные способы (ГМ с закачкой РИ) или методы оценки насыщения в ближней зоне (ИНК, ШАМ) или ТМ, МН и методы оценки притока (приемистости) в динамике | Дополнительно - методы ГДИ для оценки гидродинами ческой связи между пластом и скважиной | Эксплуатационные скважины. После проведения изоляционных работ службой КРС | |
| 3. Эффективность закачки в пласт (или его часть) полимерных герметиков | ТМ, МН и методы оценки притока (приемистости) в динамике | Дополнительно - методы ГДИ для оценки гидродинами ческой связи между пластом и скважиной | Нагнетательные скважины. По программе спец. мероприятий по коррекции профиля приемистости (изоляции высокопроницаемых толщин) | |
| VI.III. Оценки эффективности очистки призабойной зоны | ||||
| 1. Эффективность свабирования (компрессирования) | Серия ТМ, МН | Эксплуатационные скважины. После проведения соответствующих мероприятий | ||
| 2. Эффективность кислотной обработки | НМ, ТМ, методы оценки притока | То же | ||
| 3. Эффективность АВ (акустического воздействия) | ТМ, методы оценки притока, ШС | То же | ||
| VI.IV. Оценки эффективности воздействия на дальнюю зону пласта | ||||
| 1. Эффективность гидроразрыва пласта | ТМ, МН, методы оценки притока, ШАМ | Эксплуатационные скважины. После проведения соответствующих мероприятий | ||
| 2. Эффективность ТГХВ (термогидрохимических воздействий) | ТМ, методы оценки притока | То же | ||
| VI.V. Оценки эффективности других мероприятий по изменению технического состояния скважины | ||||
| 1. Эффективность торпедирования (обрыва) колонны | ПО, МК, ТМ, ГГД | Эксплуатационные скважины. После проведения соответствующих мероприятий | ||
| 2. Эффективность установки цементного моста | ТМ, методы оценки притока | То же | ||
| 3. Эффективность установки взрывпакеров КВП | ЛМ, МК, ГГД | То же | ||
| 4. Эффективность ликвидации парафино-гидратных образований с помощью электронагревательных или индукционных нагревателей, механических скребков | ЛМ, МК, ТМ, ТИ | То же | ||
Объемы и периодичность указанных комплексов определяются и составляются:
- минимальный комплекс (входит как обязательный минимальный во все последующие комплексы, м.б. типовым или индивидуальным) - устанавливается согласно проектам опытно-промышленной разработки на базе утвержденных нормативных документов Минэнерго РФ (таблица 8);
- обязательный комплекс определяется научно-исследовательскими институтами и проектными организациями в специальных разделах проектов и технологических схем разработки на базе утвержденных нормативных документов Минэнерго РФ, ЦКР и лицензионных соглашений;
оптимальный комплекс - утверждается нефтегазодобывающими предприятиями недропользователей для различных стадий и этапов разработки, согласно проектам разработки, утвержденным ЦКР Минэнерго РФ;
- специальные исследования определяются организациями недропользователей в соответствии с проектами опытно-промысловых работ и планами НИОКР.
12.9. Рекомендуемые комплексы исследований при решении задач на различных этапах разработки нефтяных и газовых месторождений приведены в таблице 9.
Таблица 10. Обязательный и дополнительный комплексы исследований в открытом стволе для решения геологических и технических задач в эксплуатационных скважинах
Структура комплекса | Методы ГИРС | |
Обязательные исследования | Общие исследования (по всему разрезу скважин) | ГТИ(1), ПС, КС (1-2 зонда из состава БКЗ), БК(1), ГК, НК, АК(1), ГГК-П(1). профилеметрия. инклинометрия, резистивиметрия МКЗ, ГМ |
| Детальные исследования (в продуктивных интервалах) | ПС, БКЗ, БК, ИК (ЭМК), ГК, МК (БМК), профилеметрия. ГК-С(1), НК, АК, ГГК-ПЧ, ГГК-Л(1,2) | |
Дополнительные исследования | При наличии в продуктивных интервалах разреза сложных коллекторов (трещинных, глинистых, битуминозных) | ДК, ГДК, ОПК, ИПТ, электрический сканер, ЯМК |
| Для уточнения положения межфлюидных контактов, текущей насыщенности и пластовых давлений в продуктивных интервалах | ГДК, ОПК, ИПТ, ЯМК, ИНК, АКЦ-АКТАШ | |
| При неоднозначной геологической интерпретации материалов ГИС в продуктивных интервалах разреза | ГДК, ОПК, ИПТ, КО, исследования в необходимых интервалах по специальным технологиям со сменой технических условий в скважине | |
| Для обеспечения моделирования залежей и при проведении сейсморазведки ЗД | ВСП, наклонометрия | |
Примечания:
(1) при кустовом бурении - в одной из скважин куста;
(2) в разрезах с карбонатными коллекторами.
Таблица 11. Комплекс ГТИ при бурении эксплуатационных скважин
Решаемые задачи | Обязательные исследования и измерения | Дополнительные исследования и измерения |
| Геологические задачи:- литологическое расчленение разреза;- выделение пластов-коллекторов;- определение характера насыщенности пластов-коллекторов;- выявление реперных горизонтов | Исследование бурового раствора:- определение объемного и суммарного газосодержания бурового раствора;- дискретное или непрерывное измерение компонентного состава углеводородного газа, извлеченного из бурового раствора;- периодическая термовакуумная дегазация проб раствора | Определение вязкости и водоотдачи бурового раствора |
| Технологические задачи:- раннее обнаружение газо-, нефте-, водопроявлений и поглощений при бурении и спуско-подъемных операциях;- распознавание и определение продолжительности технологических операций;- выбор и поддержание рационального режима бурения с контролем отработки долот;- оптимизация спуско-подъемных операций;- контроль гидродинамических давлений в скважине;- 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 |
Таблица 12. Обязательный и дополнительный комплексы геофизических исслед ований в горизонтальных участках ствола эксплуатационных скважин
Структура комплекса | Методы ГИС | Примечание |
| Обязательные исследования | ГТИ, ГК, ИК (ЭМК), НК, ПС (градиент ПС), инклинометрия, резистивиметрия ВИКИЗ | Терригенный разрез |
| ГТИ, ИК (ЭМК), ГК, БК (псевдобоковой), НК, ПС (градиент ПС), инклинометрия, резистивиметрия | Карбонатный разрез | |
| Дополнительные исследования | АК.ГГК.ГК-С | |
| Специальные исследования | Азимутальные БК, БМК, АК и ГК; ЯМК |
Таблица 13. Обязательный и дополнительный комплексы ГТИ при бурении горизонтальных скважин
Решаемые задачи | Обязательные исследования и измерения | Дополнительные исследования и измерения |
| Геологические задачи:- литолого-стратиграфическое расчленение разреза;- выделение пластов-коллекторов;- определение характера насыщенности пластов-коллекторов;- выявление реперных горизонтов | Исследование бурового раствора:- определение объемного и суммарного газосодержания бурового раствора;- непрерывное измерение компонентного состава углеводородного газа, извлеченного из бурового раствора;- периодическая термовакуумная дегазация проб раствора и шлама | Макро- и микроскопия шлама;- люминесцентный анализ:- оценка плотности и пористости;- проведение инклинометрических замеров автономными приборами;- измерение геофизических параметров с помощью забойных телеметрических систем;- контроль процесса цементирования |
| Технологические задачи:- раннее обнаружение газо-, нефте-, водопроявлений и поглощений при бурении и спуско-подъемных операциях;- оптимизация процесса углубления скважины;- распознавание и определение продолжительности технологических операций;- выбор и поддержание рационального режима бурения с контролем отработки долот;- оптимизация спуско-подъемных операций;- контроль гидродинамических давлений в скважине;- определение и прогноз пластового и парового 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 |
