Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах рд 153-39. 0-072-01
|
Скачать 3.21 Mb.
|
7.2 Детальные исследования 7.2.1 Детальные исследования во всех скважинах выполняют в продуктивных и перспективных на нефть и газ интервалах, а в опорных и параметрических скважинах — также в неизученных ранее частях разреза. В комплексе с материалами других видов исследований и работ (опробований, испытаний, керновыми данными и др.) они обеспечивают: - расчленение изучаемого разреза на пласты толщиной до 0,4 м, привязку пластов по глубине скважины и абсолютным отметкам; - детальное литологическое описание каждого пласта, выделение коллекторов всех типов (поровых, трещинных, каверновых и смешанных) и определение их параметров — коэффициентов глинистости, общей и эффективной пористости, проницаемости, водо- и нефтегазонасыщенности (если эффективная толщина коллектора превышает 0,8 м); - разделение коллекторов по характеру насыщенности на продуктивные и водоносные, а продуктивных — на газо- и нефтенасыщенные; - определение положений межфлюидных контактов, границ переходных зон, эффективных газо- и нефтенасыщенных толщин; - определение пластовых давлений и температур; - определение минерализации пластовых вод; - прогнозирование потенциальных дебитов; - прогнозирование строения геологического разреза в околоскважинном и межскважинном пространствах. 7.2.2 Объемы и качество материалов детальных исследований, полученных в скважинах, пробуренных на месторождении, должны обеспечить: - построение геометрической, компонентной, фильтрационной и флюидальной моделей залежи (залежей); - определение подсчетных параметров с достоверностью, регламентированной нормативным документом 2.9; - обоснование коэффициентов извлечения; - составление технологических схем и проектов пробной и опытно-промышленной эксплуатации и проектов разработки; - получение исходной информации для мониторинга залежей и месторождений. 7.2.3 Полный комплекс детальных исследований включает постоянную и изменяемую части (таблица 3). 7.2.3.1 Постоянная часть детальных исследований практически одна и та же для всех категорий скважин в разных районах страны с той лишь разницей, что в комплексы для опорных и параметрических скважин включают ядерно-магнитный каротаж и каротаж магнитной восприимчивости. 7.2.3.2. Изменяемая часть детальных исследований определяется конкретной геолого-технологической ситуацией в скважине и может содержать по согласованию между недропользователем и производителем работ (геофизическим предприятием) полностью или частично все виды исследований и работ, перечисленные в таблице 3, в том числе специальные исследования. 7.2.3.3 Специальные исследования планируют и выполняют по индивидуальным программам с целью изучения коллекторов сложного строения, которые не удается полностью охарактеризовать материалами обязательного комплекса. Они включают повторные измерения при смене скважинных условий: - во времени методами БК и ИК в процессе формирования зоны проникновения на высокоминерализованной и пресной промывочных жидкостях, соответственно, а также при принудительном продавливании жидкости в породы созданием избыточного давления на устье скважины; - на двух промывочных жидкостях, удельные сопротивления которых отличаются на порядок и более, или когда одна из них содержит нейтронно-поглощающие вещества; - при продавливании в породы жидкостей, содержащих искусственные короткоживущие радионуклиды (изотопы); - в газоносных объектах — повторные измерения НК в течение нескольких месяцев в обсаженной скважине по мере расформирования зоны проникновения. 7.2.4 Этапы, интервалы и очередность проведения детальных исследований определяются проектами на строительство скважин: - их выполняют в минимальный (не более 5 суток) срок после разбуривания продуктивного или перспективного на нефть и газ интервала. При большой толщине продуктивных (перспективных) пород интервал исследований не должен превышать 400 м; - с учетом различного влияния изменений свойств промывочной жидкости на результаты исследований отдельными методами и возможного прекращения работ в любой момент вследствие непредвиденного поведения скважины первыми выполняют электрические и электромагнитные методы (ПС, БКЗ, БК, ИК, МК, БМК), затем методы, отражающие литологию и пористость пород - ГК, НК, АК, ГГК-П, профилеметрию, и завершают исследования методами и работами, которые входят в изменяемую часть обязательного комплекса — ГДК, ОПК, СКО, ИПТ. 7.2.5 Детальные исследования проводят при заполнении скважины той же промывочной жидкостью, на которой велось бурение. При изменении свойств жидкости (особенно ее удельного электрического сопротивления — на порядок и более) исследования отдельными методами — ПС, БК, БМК — выполняют дважды, до и после изменения свойств жидкости. 7.2.6 Скважины, пробуренные на непроводящих известково-битумной (ИБР) и водоинвертных (ВИЭР) промывочных жидкостях или на нефти, исследуют дважды, если по каким-либо причинам (смена технологии бурения, необходимость повышения информативности ГИС) проводят замену непроводящей жидкости на проводящую. 7.2.6.1 При заполнении скважины непроводящей жидкостью (ИБР, ВИЭР, нефть) из комплексов ГИС, предусмотренных в таблице 3, исключают ПС, БКЗ, БК, МК, БМК, наклонометрию, ЭК-сканирование, выполнение которых невозможно на непроводящей жидкости, а также ЯМК, если промывочная жидкость не содержит достаточного количества ферромагнитных веществ, подавляющих сигнал от нее. 7.2.6.2 После замены ИБР, ВИЭР или нефти на проводящую промывочную жидкость на водной основе, которую необходимо проводить с расширкой ствола с целью устранения глинистых, шламовых и битумных корок, выполняют полный комплекс ГИС, предусмотренный таблицей 3. 7.2.7 В многопластовых и массивных залежах, в которых планируется несколько этапов детальных ГИС, проводят повторные (временные) исследования БК или, в зависимости от минерализации промывочной жидкости, ИК, каждый раз перекрывая этими методами вышезалегающие интервалы при исследовании нижезалегающих. 7.2.8 Применение отдельных методов, составляющих обязательные комплексы детальных исследований, ограничивается условиями: - кривая ПС может не записываться в скважинах, в которых удельное сопротивление с промывочной жидкости близко к удельному сопротивлению пв пластовых вод - 0,5 < с /пв < 2; - в скважинах, заполненных высокоминерализованной (с < 0,2 Ом·м) промывочной жидкостью, регистрация кривых БКЗ и КС стандартными зондами может быть ограничена условием — п / с < 500, где п — удельное сопротивление пород; - выполнение ИК обязательно при условии, что п < 50 Ом·м, п / с < 200, а также во всех скважинах с непроводящими промывочными жидкостями; - в эксплуатационных скважинах обязательна регистрация КС, ИК и МК только при их заполнении пресной (с > 0,2 Ом·м) промывочной жидкостью, а БК, — если скважины заполнены высокоминерализованной (с < 0,2 Ом·м) жидкостью, а также, если п / с > 500; - в аварийных скважинах допускается выполнение ГК, НК и АК в зацементированной обсадной колонне. При необходимости эти исследования в колонне выполняют также в ранее пробуренных скважинах (скважинах «старого фонда»). 7.2.9 Невыполнение исследований отдельными методами допускается в исключительных случаях по согласованному решению недропользователя и геофизического предприятия, которое оформляется двусторонним актом с указанием причин невозможности проведения исследований полным комплексом, при одновременном извещении контролирующей организации. При неполном выполнении комплекса в оперативном заключении может быть уменьшен перечень характеристик коллекторов, которые количественно определяются по данным ГИС. 7.3 Оперативная интерпретация 7.3.1 Целью оперативной интерпретации является детальное изучение разреза конкретной скважины, выделение в продуктивной части разреза коллекторов всех типов (поровых, трещинных, каверновых, смешанных), количественное определение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и оценка их продуктивности (нефте- или газонасыщенности). В процессе работы применяют петрофизическое обеспечение в той стадии готовности, которая достигнута на момент бурения скважины. 7.3.2 Оперативная интерпретация включает четыре этапа: - редактирование и первичный контроль качества цифровых данных на скважине (см. п. 6.4.1); - интерпретацию данных промежуточных исследований; - интерпретацию и окончательный контроль качества данных после заключительных исследований; - подготовку промежуточных (предварительных) и окончательного оперативных заключений по результатам геофизических исследований. 7.3.2.1 Редактирование первичных цифровых данных на скважине (увязка электронных и магнитных меток глубины, приведение точек записи к единой глубине, формирование файлов недропользователя, выдача твердых копий материалов) проводят при каждом исследовании с целью установления полноты и качества полученных данных и принятия оперативного решения о необходимости повторных исследований отдельными методами. По согласованию между недропользователем и производителем работ редактирование данных непосредственно на скважине может дополняться геологической интерпретацией данных по упрощенным программам «быстрого взгляда (Quik look)» с выдачей твердой копии результатов предварительной интерпретации. 7.3.2.2 Предварительные заключения по результатам исследований отдельных интервалов бурящихся скважин должны включать рекомендации на проведение последующих технологических операций: продолжение бурения, испытание в открытом стволе, отбор керна или образцов пород и проб пластовых флюидов, спуск обсадной колонны. 7.3.2.3 Окончательное оперативное заключение должно включать пояснительную записку и результаты интерпретации, представленные в табличном и графическом видах. 7.3.3 В пояснительной записке заключения указываются следующие сведения: - проектный, заказанный и фактически выполненный комплекс ГИС с указанием методов исследований, интервалов измерений и качества полученных данных; - причины несоответствия проектного и фактически выполненного комплексов измерений; - информация о скважине, разрезе и пластовых флюидах, в том числе о минерализации пластовых вод, пластовых давлениях и температуре; - условия проведения ГИС и факторы, искажающие полученные данные; - программные средства интерпретации; - принятые при интерпретации модели коллекторов, возможных коллекторов и неколлекторов; - петрофизические связи, использованные при интерпретации; - данные об объемах и результатах гидродинамического каротажа, отборе проб пластовых флюидов и образцов керна керноотборником на кабеле; - рекомендации по испытанию и освоению пластов или проведению дополнительных исследований в скважине; - глоссарий мнемоник и условные обозначения, использованные в заключении. В промежуточных заключениях указывают также методы, которые следует провести повторно в ранее исследованных интервалах при исследованиях нижележащих отложений. 7.3.3.1 В заключении необходимо использовать следующие термины, определяющие коллекторские свойства пород: - для оценки способностей пород вмещать и отдавать флюиды — коллектор, возможный коллектор, неколлектор; - для оценки состава и содержания подвижных флюидов — коллектор продуктивный (нефтегазонасыщеыный), водоносный, переходная зона нефтенасыщенного (или газонасыщенного) пласта, неопределенный характер насыщенности. При наличии надежных данных (например, результатов опробования пластов приборами на кабеле или на трубах, газового каротажа и других сведений) продуктивные коллекторы разделяют на нефтенасыщенные и газонасыщенные. 7.3.3.2 Коллекторы, однозначно охарактеризованные как нефтенасыщенные или газонасыщенные, рекомендуют к испытанию в поисковых скважинах; в оценочных и разведочных скважинах — только в случае их залегания ниже гипсометрической отметки пластов, ранее испытанных в других скважинах. Рекомендации об интервалах повторного вскрытия продуктивных пластов в эксплуатационных скважинах выдают с учетом предложений недропользователя о размещении интервалов перфорации. 7.3.3.3 Испытания пластов в обсаженных поисково-разведочных скважинах могут рекомендоваться также со следующими специальными целями: - определение положения ВНК (ГВК) и ГНК; - установление коллекторских свойств пород (коллектор, неколлектор); - исследования, необходимые для повышения эффективности (однозначности) интерпретации данных ГИС. 7.3.3.4 Таблица результатов оперативной интерпретации (приложение Ж) должна содержать количественные характеристики (параметры) коллекторов и возможных коллекторов. Данные представляют в попластовом варианте обработки или в варианте непрерывной обработки с шагом 0,2 м с разбивкой их массива на относительно однородные пласты-коллекторы или возможные коллекторы. 7.3.3.5 Графическое представление результатов интерпретации должно содержать минимальное количество геофизических кривых, необходимых для чтения и анализа информации (см., например, приложение И), заголовок — полные или сокращенные имена кривых и вычисленных параметров на русском языке. Если в программном обеспечении используются англоязычные мнемоники, их расшифровка должна быть указана под распечатанными кривыми. 7.3.3.6 На этапе оперативной интерпретации проводят окончательную оценку качества первичных данных ГИС. В заключении должны быть указаны методы исследований, результаты интерпретации которых не совпадают с результатами интерпретации данных остального комплекса ГИС и не учтены при подготовке окончательного заключения, а также причины такого несовпадения. 7.3.4 Окончательное заключение утверждается производителем работ (главным геологом геофизического предприятия) и выдается недропользователю после проведения всех запланированных скважинных исследований. Сроки представления заключения устанавливаются по соглашению между недропользователем и производителем работ. 7.4 Сводная интерпретация 7.4.1 Сводную интерпретацию проводят при подсчете (пересчете) запасов нефти и газа месторождения или отдельной залежи. Она включает количественные определения параметров коллекторов (эффективных толщин, коэффициентов пористости, проницаемости, нефте- и газонасыщенности, извлечения, положений межфлюидных контактов) и их площадного распределения, что необходимо для проектирования разработки или дальнейшей (детальной) разведки месторождений. Сводную интерпретацию выполняют с использованием индивидуального для данной залежи петрофизического обеспечения в соответствии с требованиями нормативного документа 2.9. 7.4.2 Сводную интерпретацию проводят по результатам ГИС всех поисковых, оценочных и разведочных скважин, пробуренных на месторождении, а при пересчете запасов — по результатам исследований этих и части эксплуатационных скважин с использованием накопленной геологической и промысловой информации об объекте подсчета (пересчета) запасов: результатов анализов керна, данных опробований, испытаний и опытно-промышленной эксплуатации. Для проведения работ по сводной интерпретации привлекаются геофизические предприятия, тематические, научно-исследовательские и другие организации различных форм собственности. 7.4.3 Результаты сводной интерпретации составляют неотъемлемый раздел отчетов с подсчетом (пересчетом) запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов, содержание которого предопределено нормативным документом 2.9. В разделе последовательно освещаются: - геолого-технические условия проведения ГИС (конструкции скважин, свойства промывочной жидкости, термобарические условия залегания пород); - комплекс ГИС и технические средства его реализации: применяемые лаборатории, подъемники, кабели, скважинные приборы; метрологическое обеспечение; масштабы, интервалы и полнота исследований; эффективность ГИС для решения геологических и технологических задач; - петрофизическое обоснование методик геологической интерпретации, граничные значения геологических (коэффициентов пористости, проницаемости, глинистости) и геофизических (значения естественной гамма-активности, пс, п и т.д.) параметров, разделяющих коллекторы и неколлекторы, и способы их определения; - классификация коллекторов по структуре перового пространства, качественные признаки и количественные критерии их выделения; - методики расчета по геофизическим данным коэффициентов гранулярной, трещинной и каверновой емкости, нефте- и газонасыщенности, остаточных нефте- и газонасыщенности, глинистости, проницаемости и удельной продуктивности коллекторов; - таблицы фактических значений подсчетных параметров — эффективных нефте- и газонасыщенных толщин, коэффициентов пористости, нефте- и газонасыщенности, положений межфлюидных контактов; - карты суммарных эффективных толщин, равных значений пористости, нефте- и газонасыщенности; - сводные планшеты геолого-геофизических материалов с результатами их интерпретации по продуктивным частям разреза каждой скважины. На планшетах указываются также: стратиграфическая приуроченность отложений; интервалы отбора и выноса керна в соответствии с его привязкой; границы и номенклатура пластов; интервалы залегания коллекторов и их литологические особенности; значения общей и эффективных нефте- и газонасыщенных толщин, пористости, проницаемости и нефтенасыщенности по ГИС и керну; кривые и даты выполнения ГИС; интервалы и даты перфорации, типы перфораторов и плотность перфорации; результаты испытаний; положения контактов между пластовыми флюидами; положения цементных мостов; качество цементажа обсадной колонны. Для обеспечения контроля результатов определений подсчетных параметров экспертизой на планшете приводят технические условия проведения ГИС: альтитуду ротора и удлинение ствола в кровле и подошве продуктивного интервала; время и продолжительность бурения скважины и отдельно продуктивного горизонта; конструкцию открытого ствола и обсадных колонн; параметры промывочной жидкости; сведения об интервалах и интенсивности поглощений промывочной жидкости (приложение К). 7.4.4 Материалы отчета по подсчету запасов должны содержать все данные, необходимые для проверки результатов подсчета без личного участия авторов. Материалы ГИС, полученные в цифровом виде, и расчеты, выполненные на электронно-вычислительной технике, представляются в графической или табличной формах. В случае серьезных расхождений авторских и экспертных результатов экспертизе должны быть дополнительно представлены первичные материалы на магнитных носителях, программы обработки, руководство пользователя к программам. Контрольные определения выполняют совместно эксперты и авторы. |
Похожие:
 |
Методические указания по комплексированию и этапности выполнения... О введении в действие Методических указаний по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических... |
 |
Техническая инструкция по проведению геолого-технологических исследований... Разработан коллективом авторов в составе: Лукьянов Э. Е. Акимов Н. В., Антропов В. Ф., Кожевников С. В., Муравьев П. П., Нестерова... |
|
Согласовано Генеральный директор ОАО «Саратовнефтегаз» Исследование нефтяных объектов согласно рд 153-39. 0-109-01 (Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических... |
|
Техническое задание на поставку геофизической лаборатории с набором... Общие требования: поставка геофизической лаборатории с набором скважинных геофизических приборов для выполнения геофизических исследований... |
|
О взаимоотношениях заказчика и подрядчика при производстве геофизических Заказчика и Подрядчика при производстве гирс» (далее «Положение») предусмотрены требования по организации выполнения геофизических... |
|
Методические указания по выполнению внеаудиторных самостоятельных... И. В. Федоренко, преподаватель спецдисциплин огбпоу «Томский политехнический техникум» |
|
1. Являются ли обязательными для исполнения "Правила безопасности... Б аттестация руководителей и специалистов организаций, осуществляющих разработку нефтяных и газовых месторождений |
|
На производство геофизических исследований, прострелочно-взрывных... Устава, с одной стороны, и именуемое в дальнейшем «Подрядчик», в лице действующего на основании с другой стороны, совместно в дальнейшем... |
|
Положение о взаимоотношениях при производстве гирс Оо «Газпромнефть-Хантос», далее по тексту Положение, предусмотрены требования по организации выполнения геофизических исследований... |
|
Методические указания по комплексированию и этапности выполнения... Разработан Федеральным государственным учреждением "Экспертнефтегаз" Министерства энергетики Российской Федерации и Кафедрой "Нефтегазовый... |
|
«Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях» Категория слушателей: специалисты предприятий нефтегазодобывающего комплекса, осуществляющие непосредственное руководство и выполнение... |
|
Методические рекомендации По организации внеаудиторной самостоятельной... «Информатика» разработаны в соответствии с Федеральными государственными образовательными стандартами среднего профессионального... |
|
Разработка технологии гидроразрыва пласта в газовых скважинах Диссертационная работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и... |
|
Техническое задание на выполнение работ по капитальному ремонту скважин... Выполнение работ в соответствие с действующим рд 153-39. 0-088-01.«Классификатор ремонтных работ в скважинах» |
|
На проведение профилактической работы по предупреждению возникновения... Братского газоконденсатного лицензионного участка, а также поддержание в рабочем состоянии специального оборудования, приспособлений,... |
|
Рабочая программа производственной практики по профессии 21. 01.... Рабочая программа производственной практики разработана на основе Федерального государственного образовательного стандарта по профессиям... |