Руководящий документ РД 153-39.0-109-01 "Методические указания. Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических исследований нефтяных и газонефтяных месторождений" (утв. приказом Минэнерго России от 5 февраля 2002 г. N 30)

Условные обозначения

А - отрезок, отсекаемый на оси ординат продолжением прямолинейного графика;

А, В, А_1, B_1 - постоянные, зависящие от параметров пласта;

В - объемный коэффициент нефти;

В_j - объемный коэффициент j-той фазы;

с = бета - сжимаемость;

с_f = бета_с - сжимаемость пористой среды;

C_g - сжимаемость газа;

с_0 = бета_н - сжимаемость нефти;

С_рr - псевдоприведенная сжимаемость;

C_t - сжимаемость системы;

c_w = бета_в - сжимаемость воды;

С - коэффициент влияния ствола скважины;

C_D - безразмерный коэффициент влияния ствола скважины;

Ei - обозначение интегрально-показательной функции;

g - ускорение силы тяжести;

gradP - градиент давления;

h - толщина пласта;

i - уклон прямолинейного участка графика;

j - коэффициент размерности пространства одного измерения;

К - коэффициент продуктивности скважины;

k - коэффициент абсолютной проницаемости;

k_r = k_г - коэффициент проницаемости в радиальном (горизонтальном) направлении;

k_s - коэффициент проницаемости в призабойной зоне скин-фактора;

k_в = k_z - коэффициент вертикальной проницаемости;

k_j - коэффициент эффективной проницаемости j-той фазы;

l - расстояние от скважины до непроницаемой границы (контура, изобары), длина, дистанция;

m = фи - пористость;

m' - уклоны прямолинейных графиков в нефтепромысловых единицах США;

М(Р) - псевдодавление;

М(Р)' - логарифмическая производная псевдодавления;

n - показатель степени безразмерного времени, уравнение;

Р - давление;

Р_б = P_D - безразмерное давление;

Р_буф - буферное давление;

Р_зат - затрубное давление;

Р_к - давление на контуре пласта;

Р_нас - давление насыщения нефти газом;

Р_пл - пластовое давление;

P_i - начальное пластовое давление;

Р_с - текущее забойное давление;

P(r, t) - давление в пласте на расстоянии r от оси скважины в момент времени t;

      _

      Р - среднее пластовое давление;

Дельта Р - перепад давления, депрессия;

Дельта Р_1час - перепад давления на прямолинейном участке графика в полу-log координатах, соответствующий 1 часу после закрытия скважины;

Р' - логарифмическая производная давления;

Дельта Р' - логарифмическая производная перепада давления;

PPD - первая производная давления;

q - объемный дебит;

q_1(t) - послеэксплуатационный приток жидкости в ствол скважины;

q_2(t) - послеэксплуатационный отток из ствола в пласт;

q_j - дебит j-той фазы;

r - радиус, расстояние от скважины;

r_c, r_w - радиус скважины;

r_б = r_D - безразмерный радиус;

r_с пр - приведенный радиус скважины;

r_s - радиус зоны скин-фактора;

г_к - радиус контура питания;

R - промысловый газовый фактор;

R_s - растворимость газа в нефти;

R_sw - растворимость газа в пластовой воде;

S - скин-фактор по Ван Эвердингену и Херсту;

S_o - нефтенасыщенность;

S_j - насыщенность j-той фазы;

S_w - водонасыщенность;

t - время;

t_б = t_D - безразмерное время;

Т - время работы скважины до остановки;

Т 0 - температура;

бета_t = С_t - обобщенная сжимаемость системы;

ламбда_j - подвижность j-той фазы;

ламбда_t - общая подвижность системы;

t_I - время конца периода влияния ствола скважины;

t_II - время начала плоскорадиального притока;

t_III - время конца плоскорадиального притока;

t_ЛФП_нач - время начала линейного фильтрационного потока;

t_ЛФП_к- время конца линейного фильтрационного потока;

t_БЛФП_нач - время начала билинейного фильтрационного потока;

t_БЛФП_к - время конца билинейного фильтрационного потока;

t_СФП_нач - время начала сферического фильтрационного потока;

t_СФП_к - время конца сферического фильтрационного потока;

t_ПУФП_нач - время начала псевдоустановившегося радиального потока;

      _

      v - вектор скорости фильтрации в законе Дарси;

V_c - объем ствола скважины;

V_п - объем погонной единицы длины ствола скважины;

V_w - полный объем ствола скважины;

Дельта V - изменение объема;

х - линейная координата;

x_D - безразмерная линейная координата;

х_T - половина длины вертикальной трещины;

х_TD - безразмерная длина вертикальной трещины;

у - функция;

у' - производная;

(lg у)' - логарифмическая производная;

z - коэффициент сверхсжимаемости газа;

- разница;

- оператор Лапласа;.

- постоянная Эйлера, гамма = 0,5772;

Г(х) - гамма-функция;

, - коэффициент пьезопроводности и его аналог при фильтрации газа;

- коэффициент динамической вязкости;

- вязкость j-той фазы;

, - вязкость неньютоновской нефти с разрушенной и неразрушенной структурой;

- плотность;

- условное время.

Индексы

i - начальное значение;

j - индекс фазы (о - нефть; g - газ; w - вода);

о - нефть;

g - газ;

w - вода;

r - относительная величина;

t - общий, обобщенный, суммарный.

5.1. "Методические указания" направлены на обеспечение государственного регулирования геолого-геофизического изучения комплексными геофизическими, гидродинамическими и геохимическими исследованиями нефтяных залежей и пластов, рационального использования и охраны недр и окружающей среды.

5.2. "Методические указания" направлены на создание информационной базы для проектирования и научного сопровождения разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, в том числе с использованием компьютерной технологии, для реализации основных положений закона РФ "О недрах" в части полноты геолого-геофизического изучения и рационального использования и охраны недр.

5.3. "Методические указания" предназначены для использования и адресованы специалистам Государственных органов управления и регулирования разработки нефтегазовых месторождений, организаций недропользователей, научно-исследовательских и проектных организаций, специализированных сервисных компаний, занимающихся вопросами комплексных методов геолого-геофизического изучения и информационного сопровождения процессов разработки нефтегазовых залежей и пластов.

5.4. "Методические указания" используют органы государственного регулирования, осуществляющие:

- лицензирование видов деятельности, связанных с геолого-геофизическим изучением недр и добычей нефти и газа;

- лицензирование пользования недрами;

- государственный геологический контроль.

5.5. "Методические указания" используют и ими руководствуются:

- пользователи недр, ведущие геолого-геофизическое изучение и разведку нефтегазовых залежей и пластов, добычу нефти и газа, разрабатывающие оптимальные комплексы исследований для лицензионных участков;

- предприятия, выполняющие комплексные геофизические, гидродинамические и геохимические исследования и их составляющие;

- организации и предприятия, НИИ, создающие новые методы, технику и технологию комплексного изучения скважин и пластов;

- проектные организации, разрабатывающие проектно-технологическую документацию для комплексного изучения и использования недр.

5.6. "Методические указания" используются при разработке и внесении дополнений и изменений в регламенты, нормативные документы и инструкции в области комплексных геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтегазовых залежей и пластов, в области бурения и эксплуатации скважин, разведки и разработки месторождений.

5.7. Исполнителями и потребителями комплексных исследовательских работ и их составляющих могут являться недропользователи и предприятия, выполняющие комплексные исследовательские работы на основании разрешений, выданных в установленном порядке органами управления государственным фондом недр.

5.8. Производителями комплексных исследовательских работ и их составляющих могут являться геофизические предприятия (подразделения) при выполнении геофизических исследований и работ в скважинах (ГИРС), нефтегазодобывающие предприятия (подразделения - ЦИИПРы, ЦНИЛы, исследовательские центры и т.п.), научно-исследовательские и проектные организации (подразделения - центры, отделы, лаборатории, партии и т.п.) и др., имеющие лицензии, выданные в установленном порядке на осуществление соответствующих видов деятельности, связанных с комплексным геолого-физическим изучением и использованием недр.

5.9. "Методические указания" используются при составлении инструкции, "требований", "правил", излагающих теоретические и методические аспекты, технику и технологию проведения, методы обработки и интерпретации данных с помощью компьютерных технологий, хранение и использование полученной информации по данным различных комплексных исследований скважин и пластов и их отдельных видов.

5.10. Создаваемые и использованные при комплексном изучении залежей и скважин компьютерные программы рекомендуется аттестовать через систему тестирования и апробации.

5.11. Результаты комплексного геолого-физического изучения нефтегазовых залежей, пластов (ГИС, ГДИС и ГХИ) и эффективность их практического использования в качестве информационного обеспечения и сопровождения процессов разработки рекомендуется подвергать финансово-экономическому анализу (расчеты стоимости работ и отдельных структурных элементов ГДИС в зависимости от качества итоговой информации, их влияние на технико-экономические показатели и эффективность проведения, например, ГТМ и др.).

6.1. Задачи комплексных методов исследования скважин

Методы комплексного изучения геолого-геофизических характеристик предназначены для решения следующих задач (независимо от типа скважин и стадии ее эксплуатации).

6.2. Геофизические методы

Исследование разрезов скважин в околоскважинном пространстве с целью уточнения геологической модели в зоне расположения скважины осуществляется с помощью геофизических исследований (ГИС-КАРОТАЖА). Различают несколько видов каротажа, основанные на измерении различных физических полей в скважине и околоскважинном пространстве: электрические методы каротажа - ПС, КС, БКЗ, БК, БМК и др.; электромагнитные методы каротажа - ИК, ДК, ВИКИЗ, КМВ и др.; радиоактивные методы - ГК, НК, ГГК, ИНК, ИНК - С/О и др., а также термокаротаж, акустический каротаж, наклонометрия, микрозондирование и т.д. Изложены особенности и стандартизированы 76 видов каротажа [102], 108 объектов исследований, 39 специальных коэффициентов, 101 измеряемый - определяемый параметр. В ГИС используются около 450 специальных терминов для характеристики ГИС-работ, геолого-технических исследований в процессе бурения, по вторичному вскрытию продуктивных пластов и интенсификацией притоков.

Методы ГИС-каротажа являются косвенными. Одним из элементов их методических основ служат предварительно установленные аналитические петрофизические зависимости, получение регрессионных уравнений типа "керн-керн", "керн-геофизика", "геофизика-геофизика" и обоснование возможности перехода от геофизических характеристик к коллекторским свойствам пласта с последующей оценкой точности прогноза параметров.

Важнейшей составной частью геологической информации является массовый отбор кернов в процессе бурения и их детальные последующие лабораторные исследования. Параметры пласта по ГИС в основном характеризуют прискважинную зону.

Петрофизические зависимости представляют информацию о литологии, пористости, наличии углеводородов и насыщенности пласта жидкостями и др.

Геофизические исследования и работы в скважинах (ГИРС) обеспечивают информационную основу для контроля за выработкой пластов (замеры профилей притока и приемистости, оценка состава притока, насыщенности пласта флюидами в различные моменты, оценка параметров вытеснения и др.), технического контроля работы скважин и ее технического состояния, контроль проведения методов интенсификации.

6.3. Гидродинамические методы исследования скважин

ГДИС - гидродинамический мониторинг свойств пласта - предназначен для изучения продуктивных пластов при их испытании, освоении и эксплуатации в добывающих и нагнетательных скважинах с целью получения данных об их продуктивности и приемистости, фильтрационных параметрах и скин-факторе, трассировки границ пласта и особенностях зон дренирования, типа пласта-коллектора, анизотропии пласта по проницаемости, режима залежи и др.

Различают ГДИС на (квази) установившихся режимах фильтрации - метод снятия индикаторных диаграмм (ИД) и на неустановившихся режимах (КПД-КВД в эксплуатационных и нагнетательных скважинах, КВУ, гидропрослушивание, импульсные методы, экспресс-методы, например, с помощью пластоиспытателей, одновременное исследование групп скважин, исследования скважин без остановок и др.). Существуют несколько десятков методов обработки данных измерений на теоретической основе линейной теории упругого режима фильтрации, при интерпретации используются до сотни теоретических моделей пластовых фильтрационных систем (основанных на различных дифференциальных уравнениях фильтрации: многофазных систем, с двойной пористостью и проницаемостью и т.д.), используются десятки компьютерных программ.

В существующих отечественных руководствах по ГДИС (последнее издано в 1991 г. и инструкциях (изданных в 1982-85 гг.)) под ГДИС понимаются и излагаются, в основном, методы обработки наиболее известных и широко распространенных ГДИС на базе представлений только о плоско-радиальной фильтрации к вертикальным скважинам с целью определения параметров пласта. Это, так называемые, традиционные методы (например, это методы обработки КВД-КПД без учета притока Хорнера, с учетом притока и др.). Они характеризуются тем, что исследования проводились с помощью, так называемых, механических глубинных манометров (пружинных, поршневых, геликсных), с ограниченным временем регистрации (до нескольких часов или суток), с ограниченным количеством дискретных точек (от нескольких до нескольких десятков), допускали возможность ручной расшифровки (на компараторе) и ручной обработки (построение соответствующих графиков-анаморфоз).

Эти традиционные методы были основаны на использовании при анализе скорости изменения забойных давлений во времени и позволяли определить-оценить 2 параметра. В отличие от традиционных, современные методы ГДИС на неустановившихся режимах фильтрации регистрируются с помощью разработанных в последние годы высокоточных глубинных электронных манометров с пьезокварцевыми датчиками давления и глубинных комплексов приборов с соответствующим компьютерным обеспечением (цифровыми методами регистрируются от 10000 до 500000 точек в течение от 10 до 500 суток), с чувствительностью, позволяющей использовать при анализе данных ГДИС темпы изменения давления, производные давления. Это резко улучшает качество интерпретации и количество определяемых параметров продуктивных пластов. Использование 4-х функций, вместо 2-х в традиционных методах, позволяет оценить-определить до 4 параметров и более (горизонтальную и вертикальную проницаемости - К_г, К_в, скин-фактор, структуру фильтрационного потока, пластовое давление - Р_пл и др.). Однако при этом повышаются требования к инженерно-техническому персоналу. Исследования тщательно планируются с соответствующими расчетами. Расшифровка и обработка промысловых данных возможна только с применением вспомогательных компьютерных технологий, интерпретацию - окончательный выбор из множества возможных моделей - должен делать инженер-интерпретатор на базе глубоких знаний физических и теоретических основ ГДИС и комплексном использовании всей геолого-геофизической информации и сведений по разработке залежей и эксплуатации скважин. Эти современные методы ГДИС требуют больших затрат, чем традиционные.

Современные методы обработки данных ГДИС являются наиболее информативными, т.к. охватывают весь длительный по времени диапазон различных периодов регистрации процессов изменения давления (характеризующие) - отражающие влияние условий на внутренней границе пласта - немгновенность открытия-закрытия скважины, скин-фактор и послеэксплуатационный приток-отток - I начальный участок; II участок - влияние параметров пласта - коэффициентов гидропроводности и пьезопроводности; III участок - отражающий условия на внешней границе пласта - пласт "закрытый", "открытый", "бесконечный" и др., т.е. наиболее полно могут дать представление о модели пластовой фильтрационной системы (МПФС). Другие группы методов являются менее информативными и могут рассматриваться как вспомогательные.

6.4. Геохимические методы исследований

Геохимические методы исследований позволяют разделять суммарную добычу из скважин, совместно вскрывающих единой сеткой несколько пластов, для любых способов эксплуатации скважин, изучать процессы обводнения, солеобразования и гидратообразования, коррозии, образования эмульсий и т.д.

6.5. Особенности параметров пласта, определенных по данным различных методов исследований, и их использование

Особенности комплексных методов ГИС, ГДИС и лабораторных ГХИ-методов (прямые и косвенные методы, основанные на различных физических принципах, теоретических и методических основах, характеризующие различные зоны пласта, масштабы осреднения и др.), их условные оценки, исходя из зарубежного опыта, представлены в таблице 1, а методика использования данных этих исследований - для создания модели пласта на рисунке 2.

Таблица 1. Основные методы получения информации о параметрах пласта и процессах разработки, их качество и этапности выполнения

Рассматривая комплекс информации о пласте по данным геологии, геофизики, PVT и ГДИС как взаимосвязанным элементам единой системы, можно составить представления о пласте (модели пласта) и модели пластовой фильтрационной системы (МПФС). МПФС - это систематизированная и формализованная разнородная исходная информация о продуктивном пласте в виде геологических карт, профилей, описаний кернов, данных различных геофизических и гидродинамических исследований скважин, экспериментальных зависимостей физических свойств пласта, пласта-коллектора и пластовых флюидов от давления (по данным PVT), таблиц и графиков, уравнений и формул, безразмерных зависимостей, описывающих поведение модели пласта (рисунок 2).

МПФС является аналогом одной из завершающих стадий создания компьютерных ПДГТМ [5, 77] и является комплексным динамическим понятием, которое постоянно уточняется по мере бурения новых скважин и получения новой информации о процессах разработки залежи. Таким образом, целью комплексных ГИС, ГДИС и ГХИ является получение информации о динамических фильтрационных характеристиках пласта для создания детерминированной МПФС, адекватной реальному пласту - ПДГТМ.

Степень достоверности исходных данных для построения ПДГТМ зависит от количества контрольных точек, в которых получена информация о пласте [5]. Так, точность данных по результатам промысловых ГДИС и испытаний - гидропроводность, пьезопроводность, скин-фактор (при охвате объема пласта исследованиями от 33 до 100%) - оценивается как достаточно достоверная и приемлемая погрешность оценивается# в интервале 10-20%.

Точность некоторых данных, определяемых при лабораторных исследованиях, оценивается, например, следующими погрешностями: вязкости пластовых флюидов - 2-3%, фазового равновесия - 10%, относительных фазовых проницаемостей и капиллярных давлений - 10%. Их интегральная погрешность оценивается в 10-20%.

Объем части пласта, из которой отбирается керновый материал, подвергаемый лабораторным исследованиям, находится в диапазоне 0.00004 до 0.00016%, а по геофизическим данным от 0.022 до 0.088% от объема пласта. Все данные имеют различные погрешности в диапазоне от 5 до 20%, поэтому интегральную погрешность данных, полученных из геолого-математической модели, можно оценить в 20% (приемлемая погрешность определения балансовых запасов углеводородов).

В итоге общая интегральная погрешность входных данных для построения фильтрационной модели должна составлять не менее 15-20% [5].

8.1. Разработка нефтяного месторождения на всех этапах: поисков и разведки, бурения скважин, оконтуривания и оценки запасов, составления проектных документов на проведение опытно-промышленной эксплуатации и процессов разработки (на стадиях роста, стабилизации и монотонного падения добычи во времени) вплоть до завершающей стадии основывается на информации о геолого-геофизических характеристиках продуктивных нефтегазовых пластов и залежей. Это информационное сопровождение процессов разработки осуществляется на базе результатов комплексных исследований скважин (геофизических, гидродинамических и геохимических). Эти комплексные исследования (каждое из них, в свою очередь, также предоставляет совокупный комплекс различных видов одного и того же типа исследований) отличаются теоретическими и методическими основами, техникой и технологией проведения, методами обработки данных исследований (в т.ч. с использованием различных компьютерных технологий), интерпретацией данных и их практическим использованием (см. рисунок 2).

8.2. В практике разработки нефтяных месторождений наблюдается разделение промысловых исследований скважин на гидродинамические, геофизические и текущие промысловые. Эти исследования проводятся разными организациями и инженерами разных специальностей. Гидродинамические исследования проводятся нефтегазодобывающими предприятиями (подразделениями - ЦНИПРами, ЦНИЛами, исследовательскими центрами и др.) и научно-исследовательскими и геофизическими организациями, геофизические исследования - специализированными геофизическими предприятиями, текущие промысловые - цехами и подразделениями нефтегазодобывающих предприятий (замеры и учет: дебитов, устьевых давлений и температур; отбор и лабораторный анализ проб жидкости и т.д.).

Программы проведения исследований должны увязываться между собой. Должна проводиться совместная интерпретация данных. Необходима финансово-экономическая оценка комплексированных исследований.

8.3. Грамотное и эффективное ведение контроля и регулирования процессов разработки месторождений требует не только комплексного использования информации о пласте и скважинах, полученных по данным разного вида исследований: ГИС, ГДИС и др. Оно требует комплексного подхода на всех стадиях решения проблем контроля с момента их возникновения:

8.4. Под комплексированием исследовательских работ понимается использование какого-либо комплекса исследований: геофизических или гидродинамических, собранного из разных видов измерений для решения какой-либо поставленной задачи или группы задач (таблица 2). В свою очередь геофизические и гидродинамические исследования также состоят из совокупностей комплексов различных видов исследований.

8.5. Под этапностью выполнения комплексированных методов изучения геолого-физических характеристик нефтегазовых залежей, пластов понимается синхронизация по времени - одновременное или последовательное проведение различных методов исследований в течение какого-либо этапа или стадии от поисков - разведки до завершения разработки месторождения.

8.5.1. "Жизнь" месторождения происходит в несколько последовательных условных этапов: поиск и разведка, открытие месторождения и его оконтуривание, разработка в несколько условных стадий (характеризующихся темпами разбуривания и добычи, включая вторичные и третичные методы повышения нефте-, газо-, компонентоотдачи) и, наконец, завершение разработки.

С точки зрения этапирования и комплексирования различных методов информационного обеспечения и сопровождения процессов освоения запасов и разработки месторождений, существуют различные подходы и системы классификации стадий и этапов.

В поисках и разведке месторождений различают 3 этапа комплексных поисково-разведочных работ.

Детальная разведка. Начинается с момента получения притока из поисковой скважины - открытия месторождения и включая бурение оценочных и оконтуривающих скважин, на которых производятся комплексы ГДИ и ГХИ.

В разработке нефтяных залежей и месторождений, например, выделяют 4 стадии:

I - рост добычи нефти во времени;

II - стабилизация добычи нефти;

III - крутое падение добычи нефти;

IV - низкая добыча нефти с очень медленным падением в течение продолжительного периода времени.

Часто III и IV стадии объединяются.

 

Таблица 2. Методические основы принципов комплексирования и этапирования изучения геолого-геофизических характеристик пласта

 

Методы изучения	Задачи. Изучаемые геолого-геофизические характеристики и данные	Этапы, согласованность и синхронность времени сбора данных, ответственные исполнители
сейсморазведка	структуры, стратиграфия, реперные горизонты, флюиды, межскважинные неоднородности, разрывы, сбросы	поиски и разведка, инженеры-геофизики
геология	закономерности осадконакопления, литология, структура, разрывы и трещины	разведка, открытие и разработка, инженеры-геологи
каротаж	глубина, литология, толщины пластов, пористость, флюидонасыщенность, контакты (ВНК, ГНК, ГВК), корреляция между скважинами	геологи, петрофизики, инженеры
отбор кернов	тип коллектора, насыщенность, пористость, проницаемость, неоднородность пласта	бурение; геологи, инженеры буровики, разработчики и специалисты лабораторий PVT
основные результаты	глубина, литология, толщины, пористость, проницаемость, остаточная флюидонасыщенность	разведка, открытие и разработка
специальные	относительные проницаемости, капиллярное давление, сжимаемость пор, гранулометрия, распределение пор по размерам	открытие и разработка, инженеры-геологи, разработчики, специалисты PVT
анализ пластовых флюидов	объемный коэффициент в пластовых условиях, сжимаемость, вязкость, растворимость газов, химический состав, фазовые превращения, удельные веса, структурно-механические (реологические) свойства	открытие, оконтуривание, разработка и добыча, инженеры-разработчики и специалисты лабораторий PVT
гидродинамические исследования скважин	пластовые давления, гидропроводность, стратификация - слоистость, геометрические размеры пласта, наличие разрывов и непроницаемых границ, коэффициенты продуктивности и приемистости, остаточная нефтенасыщенность, скин-фактор	открытие, оконтуривание, разработка, добыча и нагнетание жидкостей, инженеры по разработке и добыче
добыча и нагнетание	текущая промысловая информация (ТПИ), текущие и накопленные дебиты нефти, газа и воды, а также нагнетаемых воды и газа; профили отдачи и приемистости	добыча и нагнетание в процессе разработки, промысловые инженеры по добыче и разработке
финансово-экономический анализ	финансово-экономические аспекты получения информации о пласте и эффективности ее использования	финансово-экономические службы, инженеры-экономисты и разработчики

 

В [6] выделяются 5 основных стадий заключения ТОЭ СРП:

I - стадия поисковых работ в пределах лицензионного участка до момента вскрытия поисковой скважиной продуктивного пласта;

II - начиная с момента получения первого притока из поисковой скважины и включая стадию оценки месторождения или объекта;

III - с момента пробной или опытно-промышленной эксплуатации до завершения процесса подготовки запасов к промышленной эксплуатации;

IV - включает основной период разработки, на котором отбирается большая часть извлекаемых запасов;

V - стадия доразработки (завершающая) с целью выработки остаточных запасов.

С точки зрения составления проектных документов по технологии разработки нефтяных месторождений могут выделяться 6 стадий проектирования и составления регламентирующих документов [5а]:

1. Проект пробной эксплуатации;

2. Технологические схемы опытно-промышленной разработки;

3. Технологическая схема разработки;

4. Проект разработки;

5. Уточненный проект разработки;

6. Анализы разработки. Могут быть отчеты по авторскому надзору.

В нормативном документе [2] - правилах геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах - различают 6 этапов геологического изучения и использования недр:

I этап - изучение геологического разреза;

II этап - оценка и подсчет запасов;

III этап - обеспечение строительства, эксплуатации скважин, их подземного и капитального ремонта;

IV этап - заканчивание скважин, вскрытие и испытания пласта и интенсификации притока;

V этап - контроль за разработкой месторождений;

VI этап - получение информации для оценки ущерба, нанесенного недрам при их использовании.

С точки зрения создания геолого-технологических моделей [5] различают 9 стадий их создания с использованием комплексной информации по данным ГИС, ГДИС и ГХИ (таблица 3).

Схематическое соотношение различных этапов поисков, разведки, опытно-промышленной разработки и промышленной разработки, а также стадий проектирования и выполнения проектных документов, на основе информации по комплексированным и этапированным методам геолого-геофизического изучения залежей по данным ГИС, ГДИС и ГХИ представлены на рисунке 4.

8.6. Рекомендуется практиковать совместную и единовременную работу инженеров разных специальностей (геологов, геофизиков, технологов-разработчиков, экономистов-финансистов и др.) по эффективной интерпретации данных комплексированных исследований скважин и их практическом использовании.

В рамках интегрированного мультидисциплинарного подхода рекомендуется руководствоваться следующей схемой сбора и анализа данных о пласте (рисунок 3).

8.7. Методология сбора комплексной геолого-физической информации о параметрах пласта и ее анализ рекомендуется проводить по следующей схеме.

9.1. Этапы изучения месторождений

Этапы изучения залежей и пластов и применяемые методы в общей форме представлены на рисунках 2,3 и в таблице 1.

9.2. Обязательные комплексы для решения геологических задач на этапе поисков и разведки залежей

9.3. Задачи гидродинамических, геофизических и геохимических исследований на стадиях опытно-промышленной и промышленной разработок месторождения

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

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].

12.1. 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

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

Примечания:

(1) при кустовом бурении - в одной из скважин куста;

(2) в разрезах с карбонатными коллекторами.

Таблица 11. Комплекс ГТИ при бурении эксплуатационных скважин

Таблица 12. Обязательный и дополнительный комплексы геофизических исслед ований в горизонтальных участках ствола эксплуатационных скважин

Таблица 13. Обязательный и дополнительный комплексы ГТИ при бурении горизонтальных скважин