Часть первая. Технологии геофизических исследований и работ

Часть первая. Технологии геофизических исследований и работ

5 Классификация скважин. Задачи, решаемые геофизическими методами

5.1 Категорийность и назначение скважин, бурящихся на нефть и газ

Скважины, бурящиеся при геологоразведочных работах и для разработки нефтяных и газовых месторождений (залежей), в соответствии с приказом МПР РФ от 07.02.2001 г. N 126, подразделяют на 8 категорий: опорные (в том числе сверхглубокие), параметрические, структурные, поисковые, оценочные, разведочные, эксплуатационные, специальные. Цель бурения этих скважин определяется их назначением и ожидаемыми результатами (таблица 1). Категория скважины, перечень решаемых ею геологических задач и ожидаемые результаты определяют комплекс, детальность и технологии выполнения ГИРС.

РД "Техническая инструкция..." регламентирует технологии ГИС и требования к используемым скважинным приборам и оборудованию для скважин всех категорий, кроме специальных, в которых геофизические исследования и специальные работы проектируют и проводят с учетом целевых задач, решаемых конкретными скважинами.

5.2 Задачи, решаемые геофизическими исследованиями в нефтяных и газовых скважинах

Задачи, решаемые в нефтяных и газовых скважинах средствами ГИС, подразделяют на геологические, связанные с изучением состава и свойств пород в разрезах скважин, технические и технологические. Последние две группы задач включают изучение технического состояния необсаженных и обсаженных скважин, определение местоположения промыслового оборудования, используемого для добычи углеводородов, изучение состава флюидов, поступающих в скважину. Состав задач этих групп существенно перекрывается. Одни и те же данные (например, сведения о пространственном положении и профиле ствола необсаженной скважины или о составе флюидов, поступающих из интервала перфорации) применяют для немедленной корректировки технологий бурения и добычи либо фиксируют их для использования в дальнейшем (при геологических построениях, анализе разработки залежи и др.).

Таблица 1 - Классификация нефтяных и газовых скважин

Скважина	Цель бурения	Ожидаемый результат	Проектный горизонт	Работы и исследования
1	2	3	4	5
Опорная	Изучение геологического строения крупных геоструктурных элементов земной коры, определение общих закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакопления, выбор наиболее перспективных направлений геологоразведочных работ. Бурение в узлах пересечений опорных сейсмических профилей	Стратиграфическая привязка разреза, определение его характеристик для интерпретации данных полевой геофизики, выявление признаков нефтегазоносности пород и оценка перспектив нефтегазопосности района, выяснение гидрогеологических условий района, получение сведений о других полезных ископаемых	До технически возможных глубин бурения	Сплошной отбор и исследования керна по неизученной части разреза, ГТИ, детальные ГИС в неизученной части разреза, ИПТ, испытания в колонне нефтегазоносных горизонтов
Параметрическая	Изучение строения и перспектив нефтегазоносности возможных зон (областей, районов) нефтегазонакопления, выявление наиболее перспективных участков поисковых работ. Бурение в пределах локальных структур или на сейсморазведочных профилях	Уточнение стратиграфического строения и геолого-геофизических характеристик пород, выявление нефтегазоносных горизонтов, оценка перспектив и прогнозных ресурсов, выявление запасов категории	Фундамент (при технической возможности достижения)	То же для исследований и испытаний, отбор керна в объеме 20% от толщины комплекса изучаемых пород, а в перспективных на нефть и газ интервалах - сплошной
Структурная	Выявление и подготовка перспективных площадей (структур) для поискового бурения, когда применение полевых геофизических методов затруднено или экономически нецелесообразно, изучение физических характеристик пород, проверка положений опорных горизонтов	Подготовленная площадь (структура)	Маркирующий структурный горизонт	То же для исследований и испытаний, отбор керна в объемах, обеспечивающих построение и определение характеристик разреза
Поисковая	Открытие нефтегазовых месторождений на новых площадях или новых залежей на известных месторождениях. Бурение на локальных структурах и ловушках, удовлетворяющих требованиям подготовленности для поискового бурения	Оценка промышленной значимости выявленных залежей, запасы нефти и газа категорий и	Нефтегазоперспективные комплексы пород до технически доступных глубин	Отбор керна на границах стратиграфических комплексов и в нефтегазоперспективных интервалах, ГТИ, детальные ГИС ниже первого флюидоупора, ИПТ, испытания в колонне нефтегазоносных горизонтов
Оценочная	Подготовка данных для оценки запасов и обоснования целесообразности разведки и разработки месторождений (залежей). Бурение на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью	Запасы нефти и газа категорий и	Продуктивный горизонт (нижний или один из горизонтов при большом числе залежей)	Отбор керна в продуктивных интервалах, ГТИ, детальные ГИС в продуктивных и перспективных интервалах, ИПТ, поинтервальные испытания в колонне продуктивных и водоносных пластов с отбором проб флюидов, интенсификация притоков, пробная эксплуатация
Разведочная	Подготовка исходных данных для уточнения запасов и составление проекта (схемы) разработки месторождения (залежи). Бурение на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью	Перевод запасов категорий в	То же	То же, ГТИ при необходимости
Эксплуатационная, в том числе добывающая, опережающая добывающая, нагнетательная, наблюдательная, контрольная, пьезометрическая	Добыча нефти и газа; контроль за разработкой месторождения или залежей	Добыча нефти и газа; перевод запасов из категории в категории В и А	Эксплуатируемая залежь (пласт)	Отбор керна в продуктивном пласте (при необходимости), ГТИ и ГИС согласно геолого-техническому наряду
Специальная	Проведение специальных работ: выявление горизонта (пласта) для закачки промысловых вод; ликвидация открытых фонтанов нефти и газа; подготовка подземных хранилищ углеводородов; разведка и добыча технических вод; захоронение промышленных стоков	Определяется назначением скважины	Определяется назначением скважины	ГТИ, ГИС и другие работы по индивидуальному проекту с учетом целевых задач скважины

5.2.1 Перечень геологических задач предусматривает детальное изучение пород в необсаженных и обсаженных скважинах, включая определение принадлежности пород к основным литотипам, содержания в них отдельных минеральных компонент, объема и структуры порового пространства, насыщенности пор углеводородами на момент разбуривания пород и на разных стадиях эксплуатации залежи. Количество геологических задач, решаемых в каждой конкретной скважине, определяется категорией скважины и временем ее нахождения в эксплуатации.

Максимальный перечень задач решают в опорных и параметрических скважинах. Он включает:

- расчленение вскрытого скважиной разреза на пласты и пропластки, их привязку по глубине в относительных глубинах (фактических глубинах, измеренных от какой-либо точки в стволе скважины до точки отсчета - поверхности стола ротора или планшайбы) и по абсолютным отметкам от уровня моря (фактические глубины за вычетом альтитуды скважины и удлинения ее ствола за счет отклонения от вертикали) - построение геометрической модели;

- литологическую оценку выделенных пластов, разделение разреза на литолого-стратиграфические комплексы и типы (терригенный, карбонатный, хемогенный, вулканогенный, кристаллический и др.);

- выделение стратиграфических реперов;

- построение геофизических моделей разреза для информационного обеспечения интерпретации наземных геофизических исследований: сейсморазведки (сейсмоакустический разрез), электроразведки (геоэлектрический разрез), гравиразведки (геоплотностной разрез), магниторазведки (геомагнитный разрез);

- построение компонентной модели, включая определение компонентного состава твердой фазы породы и ее емкостных свойств (пористости);

- выделение коллекторов и оценку их фильтрационных свойств (построение фильтрационной модели);

- качественную характеристику флюидонасыщенности разреза и количественные определения коэффициентов нефте- и газонасыщенности для продуктивных коллекторов, установление положений межфлюидных контактов и границ переходных зон (построение флюидальной модели).

В структурных, поисковых, оценочных, разведочных и эксплуатационных скважинах, бурящихся на поисково-оценочном и разведочно-эксплуатационном этапах геологоразведочных работ, материалы ГИС используют для:

- литологического и стратиграфического расчленения и корреляции разрезов пробуренных скважин;

- выделения в разрезах скважин коллекторов;

- разделения коллекторов на продуктивные и водоносные, а продуктивных коллекторов - на газо- и нефтенасыщенные;

- определения положений контактов между пластовыми флюидами (ГНК, ВНК, ГВК), эффективных газо- и нефтенасыщенных толщин, коэффициентов глинистости, пористости, газо- и нефтенасыщенности, проницаемости, вытеснения;

- определения пластовых давлений и температур, неоднородности пластов (объектов);

- прогноза потенциальных дебитов, а также прогнозирования геологического разреза в околоскважинном и межскважинном пространствах.

В скважинах, бурящихся на площадях с выявленной промышленной нефтегазоносностью, материалы ГИС должны обеспечить определение подсчетных параметров с достоверностью, регламентируемой нормативным документом 2.9. В эксплуатационных скважинах они обеспечивают проектный ввод скважин в эксплуатацию и контроль за их работой в процессе добычи углеводородов.

Основные задачи, решаемые с помощью ГИС в процессе испытаний поисковых и разведочных скважин и освоения добывающих скважин, включают:

- привязку интервалов перфорации к разрезу по глубине;

- локализацию приточных прослоев, определение их суммарной толщины, оценку типов и объемов флюидов, поступающих из отдельных прослоев;

- исследования качества разобщения продуктивных и водонасыщенных пластов (прослоев) при многокомпонентном (газ, нефть, вода) притоке.

Для решения перечисленных задач проверяют истинное положение в разрезе интервалов перфорации, целостность цементных мостов и обсадной колонны, устанавливают возможность заколонной циркуляции. Контроль обязателен:

- при испытаниях сложных объектов, к которым относят приконтактные зоны, нефтяные оторочки и газовые шапки, коллекторы с ухудшенными фильтрационными свойствами, трещинные, тонкослоистые и другие пласты со сложным типом коллектора, пласты с АВПД и АНПД, зоны тектонических нарушений, интервалы с некачественным цементированием;

- при вызове и интенсификации притоков флюидов методами свабирования, кислотных, термических, вибрационных и имплозийных обработках и их сочетаниях;

- при одновременном испытании или эксплуатации нескольких объектов.

В скважинах, находящихся в эксплуатации, основными задачами ГИС являются:

- определение текущей насыщенности пород углеводородами в добывающих, наблюдательных и контрольных скважинах;

- контроль целостности обсадной колонны и цементного кольца и обнаружение источников обводнения продукции;

- проведение работ по очистке колонны и насосно-компрессорных труб от парафиновых и гидратных отложений;

- интенсификация притоков приборами на кабеле.

С учетом расположения скважин на площади месторождения полученные данные используют для определения эксплуатационных характеристик пласта, выбора оптимального режима работы технологического оборудования, исследований процессов вытеснения нефти и газа в пласте с целью оценки невыработанных запасов и выбора методов повышения нефтеотдачи пластов.

5.2.2 Изучение технического состояния скважин производят на всех этапах их строительства и эксплуатации.

Первоначально - это непрерывный контроль состояния открытого ствола в процессе бурения, заключающийся в определении фактического пространственного положения скважины и его соответствия проекту, а также измерения геометрии сечения ствола скважины, выделение интервалов желобов, каверн, сальников, выпучивания и течения глин и прогнозирование на этой основе безопасного бурения.

По завершении бурения средствами ГИС оценивают положение в скважине и целостность обсадной колонны, качество цементирования и герметичность затрубного пространства. Контроль технического состояния обсадной колонны и цементного кольца, выявление негерметичности колонны, цементного кольца, интервалов затрубных перетоков и мест поступления в скважину затрубных вод, проведение специальных исследований для обеспечения ремонтных работ периодически выполняют в скважинах вплоть до их ликвидации.

6 Общие требования к технологиям геофизических исследований и работ

Технология ГИС включает следующие процедуры:

- первичную, периодические и полевые калибровки скважинных приборов, выполняемые их изготовителем и метрологической службой;

- проведение подготовительных работ на базе геофизического предприятия и непосредственно на скважине;

- проведение геофизических исследований и работ в скважинах;

- первичное редактирование данных, обеспечивающее контроль их качества;

- выдачу твердых копий материалов представителю недропользователя непосредственно на скважине;

- сдачу/приемку отчетных материалов, содержащих файлы первичных данных и файл недропользователя, контрольно-интерпретационной партии (КИП) геофизического предприятия;

- архивацию материалов.

6.1 Калибровка скважинных приборов

6.1.1 К проведению скважинных исследований допускают только каротажные станции и скважинные приборы, прошедшие калибровку в метрологической службе геофизического предприятия, аккредитованной на право проведения калибровочных работ. При отсутствии на предприятии аккредитованной метрологической службы калибровку технических средств должна выполнять метрологическая служба другого юридического лица, аккредитованная на право проведения калибровочных работ с техническими средствами ГИС, например, базовая организация метрологической службы, метрологический центр, НИИ, КБ и т.п.

Калибровку выполняют с использованием образцовых технических средств, указанных в эксплуатационной документации на приборы и оборудование (раздел "Методика калибровки"), в соответствии с требованиями действующих стандартов на данный тип приборов или оборудования.

6.1.2 Первичную калибровку выполняет изготовитель (поставщик) скважинных приборов и/или наземного оборудования. Результаты первичной калибровки являются составной частью эксплуатационной документации поставляемых технических средств.

6.1.3 Периодическая калибровка приборов в стационарных условиях (на базах геофизических предприятий) должна проводиться с периодичностью, указанной в эксплуатационной документации, но не реже одного раза в квартал, при вводе в эксплуатацию и после каждого ремонта. Результаты периодической калибровки хранятся в банке данных метрологической службы предприятия и переносятся в базу данных каротажной лаборатории, предназначенной для проведения исследований этими приборами. Они используются для придания цифровым показаниям скважинных приборов масштабов в физических единицах и для контроля совместно с результатами полевых калибровок достоверности измеренных цифровых данных.

Периодические калибровки выполняют с использованием калибровочных установок, указанных в эксплуатационной документации на приборы и оборудование.

Измерения при калибровках необходимо проводить с использованием наземного оборудования (геофизический кабель, регистратор и др.), соответствующего по своим характеристикам тому, которое будет применяться при проведении скважинных исследований.

6.1.4 Калибровки скважинных приборов в полевых условиях выполняют перед каждым спуском и после каждого подъема приборов из скважины, если это предусмотрено эксплуатационной документацией на отдельные приборы. В других случаях при работе с цифровыми приборами используют файлы периодических калибровок.

6.2 Подготовительные работы

6.2.1 Подготовительные работы перед проведением ГИС проводят в стационарных условиях на базе геофизического предприятия (производителя работ) и непосредственно на скважине.

6.2.2 Перечень работ каротажной партии (отряда) на базе геофизического предприятия включает:

- получение наряд-заказа на геофизические исследования и работы, форма и содержание которого согласованы между геофизическим предприятием и недропользователем;

- ознакомление с геофизическими и геологическими материалами по исследуемой скважине и получение файлов и твердых копий данных, необходимых для выполнения ряда работ, например, привязки к разрезу интервалов отбора керна, опробований, перфорации и др.;

- получение скважинных приборов, расходных деталей, материалов и источников радиоактивных излучений, проверку их комплектности и исправности;

- запись файлов периодических калибровок и сведений об исследуемом объекте, включая файлы априорных данных, в базу данных каротажного регистратора.

6.2.3 По прибытию на скважину персонал каротажной партии (отряда) выполняет следующие подготовительные операции:

- проверяет подготовленность бурящейся либо действующей скважины к исследованиям и работам согласно техническим условиям на их подготовку для проведения ГИС (приложения А и Б) и подписывает акт о готовности скважины к проведению исследований и работ (приложения В и Г);

- проверяет правильность задания, указанного в наряд-заказе, и при необходимости уточняет его с представителем недропользователя;

- устанавливает каротажный подъемник в 25-40 м от устья скважины так, чтобы ось лебедки была горизонтальной и перпендикулярной направлению на устье скважины; затормаживает и надежно закрепляет подъемник, подкладывая клинья под его колеса; крепит датчики натяжения и глубины на выносной консоли (в зависимости от конструкции подъемника);

- устанавливает лабораторию в 5-10 м от подъемника таким образом, чтобы из ее окон и двери просматривались подъемник и устье скважины;

- заземляет лабораторию и подъемник с помощью отдельных заземлений (сопротивление заземления лаборатории, подъемника и контура буровой должно быть не более 4 Ом);

- выполняет внешние соединения лаборатории и подъемника между собой силовым и информационными кабелями;

- подключает станцию к сети переменного тока, действующей на скважине, а при ее отсутствии - к генератору автономной силовой установки, перевозимой подъемником;

- сматывает с барабана лебедки вручную или с помощью привода лебедки, установив задний ход в коробке передач автомобиля, первые витки геофизического кабеля так, чтобы выпущенного конца кабеля хватило для подключения к кабельному наконечнику приборов, уложенных на мостках или на полу буровой;

- заводит кабель в направляющий и подвесной ролики (блок-баланс) и устанавливает последние на свои штатные места;

- крепит направляющий ролик (блок) на специальном узле крепления, который постоянно закреплен на основании буровой на расстоянии не более 2 м от ротора таким образом, чтобы средняя плоскость его ролика визуально проходила через середину барабана лебедки каротажного подъемника;

- устанавливает на направляющем ролике (блоке) датчик глубины, если он не установлен на консоли подъемника. Узел крепления направляющего ролика (блока) должен быть испытан на нагрузку, в 3 раза превышающую номинальное разрывное усилие кабеля;

- вместо направляющего блока по согласованию с недропользователем можно устанавливать "роторный блок", закрепляя его установку массой ведущей трубы ("квадрата") или бурильной трубы. На "роторном блоке" устанавливают датчики глубины и магнитных меток. В противном случае датчик магнитных меток устанавливают на столе ротора самостоятельно;

- подвешивает подвесной блок и датчик натяжения, если он не установлен на консоли подъемника, к вертлюгу через штропы и элеватор или непосредственно на крюк через накидное кольцо на высоте не менее 15-20 м от пола буровой установки. Узел крепления подвесного блока должен быть испытан на нагрузку, превышающую номинальное разрывное усилие кабеля в 4 раза;

- подсоединяет к кабельному наконечнику первый скважинный прибор (сборку приборов, шаблон), проверяет его работоспособность на мостках, опускает прибор в скважину. Подъем прибора над столом ротора и спуск в устье скважины производят с помощью каротажного подъемника, легости (якоря), имеющейся на буровой, или другого грузоподъемного механизма. Для захвата прибора применяют штопор, закрепленный на вилке, которую вставляют в пазы кабельного наконечника;

- устанавливает на счетчиках регистратора и панели контроля каротажа в подъемнике нулевые показания глубин с учетом расстояния от точки отсчета глубин (стола ротора буровой установки, планшайбы эксплуатационной скважины) до скважинного прибора.

6.3 Проведение геофизических исследований и работ

6.3.1 Проведение геофизических исследований и работ предусматривает последовательное выполнение операций, обеспечивающих получение первичных данных об объекте исследований, которые пригодны для решения геологических, технических и технологических задач на количественном и/или качественном уровнях, и включает в себя:

- выбор скважинного прибора или состава комбинированной сборки приборов (модулей);

- тестирование наземных средств и приборов;

- формирование описания объекта исследований;

- полевые калибровки скважинных приборов перед исследованиями;

- проведение спускоподъемных операций для регистрации первичных данных;

- полевые калибровки приборов после проведения исследований.

Выполнение операций фиксируется файл-протоколом, который формируется регистратором компьютеризированной каротажной лаборатории без вмешательства оператора и содержит данные по текущему каротажу: номер спускоподъемной операции, наименование и номера приборов и сборки, время начала и завершения каждого замера.

6.3.2 Выбор скважинного прибора или сборки приборов (модулей) определяется:

- совместимостью методов ГИС, ИТСС, ПГИ при их одновременной реализации;

- конструктивными возможностями соединения различных модулей в одной сборке;

- наличием зумпфа, обеспечивающего исследования заданного интервала самым верхним модулем в сборке при проведении ГИС и ИТСС;

- наличием зумпфа и длиной лубрикатора при проведении исследований действующих скважин;

- скоростями регистрации данных приборами отдельных методов.

Большинство перечисленных ограничений очевидно, поэтому состав сборок определяется совместно недропользователем и геофизическим предприятием с учетом геолого-технических условий в скважинах различного назначения и указывается каротажной партии (отряду) в наряд-заказе на проведение исследований и работ.

Очередность измерений, выполняемых несколькими приборами или их сборками, зависит от конкретных скважинных условий и задач, решаемых в необсаженных и обсаженных скважинах, и определяется самостоятельно для каждой технологии исследований.

6.3.3 Тестирование цифрового каротажного регистратора, вспомогательного оборудования каротажной лаборатории, скважинных приборов и их сборок проводят с помощью программ-тестов. Оно включает:

- тестирование системного блока регистратора;

- тестирование датчиков глубины, магнитных меток и натяжения;

- настройку и калибровку АЦП;

- проверку работоспособности отдельных приборов и их сборок.

6.3.4 Описательная часть (заголовок) исследуемого объекта должна содержать следующую информацию (приложение Д):

- наименования недропользователя и производителя работ;

- дату проведения и сведения об объекте исследований, включая наименование месторождения (площади), номер и категорию скважины, ее альтитуду, интервал исследуемых глубин, назначение исследований (промежуточные, окончательные, привязочные);

- геолого-технические условия в скважине - номинальный диаметр скважины и ее общую глубину (глубину промежуточного или искусственного забоя), диаметр и глубину спуска последней обсадной колонны, диаметр и положение башмака НКТ;

- тип лубрикатора и устьевое давление при проведении ПГИ;

- тип и свойства (плотность, вязкость, водоотдача, статическое напряжение сдвига и минерализация) жидкости, заполняющей скважину, присутствие в жидкости химреагентов и утяжелителей, их типы, разгазирование жидкости;

- типы и номера каротажных подъемника и лаборатории (регистратора), сведения о геофизическом кабеле - его типе, длине, ценах контрольных и последней магнитной меток;

- конструкции сборок приборов и самих приборов, включая типы и номера сборки и приборов;

- используемые источники радиоактивных излучений и места их размещения в пределах прибора,

- положения точек записи отдельными модулями относительно головки сборки и точки начала отсчета глубин (стол ротора, поверхность планшайбы и т.п.);

- шаг квантования и скорость записи;

- фамилии должностных лиц, выполнивших исследования.

6.3.5 Полевые калибровки скважинных приборов перед началом и после проведения исследований выполняют согласно требованиям п. 6.1.4.

6.3.6 Последовательность действий при проведении спускоподъемных операций и регистрации первичных данных должна обеспечить безопасный спуск и подъем приборов и их сборок в скважине и проведение измерений во время подъема, если технология работы с данным скважинным прибором или технология решения конкретной задачи не предусматривает других вариантов.

6.3.6.1 Спуск приборов производят под действием привода лебедки каротажного подъемника, массы кабеля и прибора со скоростью не более 8000 м/ч. Спуск сборок ведут со скоростью не более 5000 м/ч.

Регулирование скорости спуска осуществляют тормозом барабана лебедки или программно, если работы выполняют с использованием каротажного подъемника с гидро- или электроприводом. При спуске не допускается резкое торможение барабана лебедки во избежание соскакивания с него витков кабеля. Не рекомендуется проводить спуск при выключенном двигателе подъемника.

6.3.6.2 Движение приборов на спуске контролируют по натяжению (провисанию) кабеля, датчику натяжения и по изменению на экране монитора значений величин, измеряемых приборами. Допускается выполнять во время спуска операции контроля режимов работы скважинных приборов, проводить контрольные записи против опорных горизонтов и т.п.

6.3.6.3 При затрудненном спуске скважинных приборов, обусловленном вязкой промывочной жидкостью, наличием в скважине сальников и уступов, допускается увеличение массы приборов за счет закрепляемых снизу специальных грузов. При наличии в скважине уступов целесообразно увеличение длины груза.

В особо сложных случаях, по согласованию с недропользователем, приборы спускают в исследуемый интервал через бурильные трубы со скоростью не более 2000 м/ч при условии, что внутренний диаметр труб должен быть больше внешнего диаметра приборов не менее чем на 10 мм.

6.3.6.4 За 50 м до забоя скважины скорость спуска приборов необходимо уменьшить до 350 м/ч и задействовать привод лебедки.

Перепуск кабеля в скважину не должен превышать 2-5 м. Во избежание прихвата прибора или залипания геофизического кабеля стоянка приборов на забое не должна превышать 5 минут. Иное значение допустимого времени стоянки определяется техническим состоянием ствола скважины и заблаговременно устанавливается соглашением между геофизическим предприятием и недропользователем.

Длительность технологических остановок приборов для проведения исследований (например, для отбора проб пластовых флюидов или образцов пород) устанавливают соглашением между геофизическим предприятием и недропользователем. Длительная стоянка может предусматривать требование '"расхаживания" кабеля в пределах нескольких метров.

6.3.6.5 Подъем приборов в исследуемом интервале ведут со скоростью, не превышающей максимально допустимую хотя бы для одного из модулей сборки. При прохождении сужений в стволе скважины (башмак обсадной колонны или НКТ, сальники, толстые шламовые корки) и за 50 м до устья скважины скорость подъема приборов уменьшают до 250 м/ч.

6.3.6.6 Подъем приборов и их сборок за пределами исследуемых интервалов ведут со скоростью не более 6000 м/ч.

6.3.6.7 Во время подъема приборов ведут непрерывный контроль за натяжением кабеля. При увеличении натяжения до значения, которое составляет половину от разрывного усилия кабеля, подъем прибора (сборки) приостанавливают. Работы продолжают далее, руководствуясь требованиями, предъявляемыми для предотвращения и ликвидации осложнений и аварий в скважине (см. раздел 28).

6.3.6.8 В процессе подготовительных работ и спускоподъемных операций формируют рабочие файлы, содержащие заголовок, результаты периодической и полевой калибровок, первичные данные измерений для следующих записей:

- основной - в пределах исследуемого интервала и обязательного перекрытия с предыдущим интервалом измерений длиной не менее 50 м;

- повторной - длиной 50 м в интервале наибольшей дифференциации показаний. В пределах интервала повторной записи должно находиться не менее двух магнитных меток глубин. Для интервалов исследований протяженностью менее 100 м повторное измерение проводят по всей длине интервала;

- контрольной - длиной 50 м в интервалах, позволяющих оценить качество выполненных исследований. Такими интервалами являются, например, для электрических и электромагнитных методов - вход в обсадную колонну, для акустических - незацементированный участок обсадной колонны и т.п. В пределах этого интервала должно находиться не менее двух магнитных меток глубин.

6.3.6.9 Дискретность регистрации данных по глубине для общих и детальных исследований должна составлять 0,2 м. Исследования микрометодами - МК, БМК, микрокавернометрии и наклонометрии, - а также исследования скважин, находящихся в эксплуатации, и специальные исследования в открытом стволе выполняют с дискретностью 0,1 и/или 0,05 м.

6.3.6.10 Шаг дискретизации АЦП выбирают таким образом, чтобы максимально допустимые погрешности преобразования сигналов не превышали 0,2 от соответствующих пределов допускаемых основных погрешностей измерений. Размер шага заложен в программном обеспечении цифрового прибора или АЦП регистратора при оцифровке аналоговых сигналов на поверхности.

6.4. Первичное редактирование и контроль данных

6.4.1 Первичное редактирование данных выполняют непосредственно на скважине. Оно включает:

- увязку электронных и магнитных меток в рабочих файлах одной спускоподъемной операции;

- увязку по глубинам данных, зарегистрированных при разных спуско-подъемах;

- совмещение точек записи разных приборов (модулей) по глубине;

- придание кривым масштабов, выраженных в физических единицах;

- формирование для каждого метода единого файла недропользователя (нескольких файлов, количество которых соответствует количеству методов, выполняемых сборкой приборов).

6.4.2 Если между двумя соседними магнитными метками количество электронных меток глубины, зарегистрированных с шагом 1 см, больше или меньше расчетного количества меток, то расстояние между электронными метками уменьшается (увеличивается) пропорционально отношению количеств фактически измеренных и расчетных меток.

6.4.3. Файл недропользователя формируют из рабочих файлов. Он должен содержать: заголовок с данными, перечисленными в п. 6.3.4, включая схематические рисунки конструкции скважины и прибора или сборки приборов (приложение Д); основную, повторную и контрольную записи - каротажные данные с заданным шагом дискретности по глубине; калибровочные данные до и после проведения исследований и данные последней периодической калибровки в табличной форме.

6.4.4 Файл недропользователя формируют в формате LIS.

6.4.5 Если при первичном редактировании будут установлены сбои и недостатки регистрации, снижающие качество первичных данных какого-либо метода, то исследования этим методом выполняют повторно.

6.5. Получение твердой копии на скважине

6.5.1 Содержание твердой копии первичных данных должно полностью отражать файл недропользователя (п. 6.3.4 и п. 6.4.3).

6.5.2 Для обеспечения единых форматов представления данных каротажные кривые выводят на экран монитора, рулонную бумагу шириной 22 см или на стандартные листы писчей бумаги формата А4 в треках, рекомендованных международным стандартом API (см. например, Schlumberger Cyber Service Unit* Wellsite Products, Calibration Guide and Mnemonics. CP32. 1989). Размеры и расположение треков показаны на рисунке 1.

Имя трека	Ширина трека, в дюймах
Т1	2,5
TD	0,75
Т2	2,5
T3	2,5
Т23	5,0
T1L	1,25
T1R	1,25
T2L	1,25
T2R	1,25
T3L	1,25
T3R	1,25

6.6 Приемка материалов контрольно-интерпретационной службой

6.6.1 Результаты геофизических исследований подлежат вторичному контролю, основными целями которого являются оценка полноты выполнения заявленного комплекса исследований и возможности использования результатов измерений для качественной и количественной интерпретации. Вторичный контроль качества осуществляют при приемке интерпретационной службой геофизического предприятия первичных материалов от каротажных партий (отрядов). Регламент сдачи/приемки отчетных материалов (сроки, исполнители) определяется предприятием.

Окончательный контроль качества материалов осуществляют во время их комплексной геологической интерпретации. Результаты этого контроля не сказываются на оценке работы партии (отряда), выданной интерпретационной службой при приемке материалов.

6.6.2 Отчетными материалами, подлежащими сдаче/приемке, являются:

- наряд-заказ на проведение геофизических исследований и работ в скважине;

- акт о готовности скважины к проведению ГИС (приложения В или Г);

- акт о выполнении геофизических исследований и работ в скважине, форма и содержание которого согласованы между геофизическим предприятием и недропользователем;

- файл-протокол выполненных исследований;

- рабочие файлы;

- файлы недропользователя;

- твердые копии материалов, если они передавались представителю недропользователя на скважине.

6.6.3 Критериями контроля служат:

6.6.3.1 Полнота и объемы выполнения исследований и работ, заявленных в наряд-заказе. При несоответствии заявленного и выполненного комплекса методов или интервала исследований указываются причины невыполнения (перевыполнения) заказа.

Окончательный вывод о выполнении заявленного комплекса исследований делают после завершения контроля качества: исследования считаются выполненными в интервале глубин, в которых получены материалы хорошего и удовлетворительного качества.

6.6.3.2 Наличие в файлах недропользователя информационных сведений, необходимых для документирования и количественной интерпретации зарегистрированных цифровых данных (см. п. 6.3.4). Отсутствие в файлах каких-то информационных сведений восполняет интерпретационная служба геофизического предприятия.

6.6.3.3 Достоверность выполненных исследований контролируется соблюдением следующих требований:

- наличием и воспроизводимостью результатов периодической и полевой калибровок для каждого метода исследований и работ;

- постоянством и соответствием шага дискретизации по глубине указанному в наряд-заказе;

- соответствием масштаба цифровой регистрации цене младшего разряда цифрового кода в единицах измеряемого параметра;

- сохранением по всему интервалу исследований заданной скорости измерений;

- наличием перекрытия с предыдущим интервалом исследований, повторной и контрольной записей, выполненных в интервалах глубин протяженностью не менее 50 м и содержащих не менее двух магнитных меток глубин в этих интервалах. Воспроизводимость данных в интервалах перекрытия, повторных и контрольных измерений должна находиться в пределах, указанных для каждого метода (прибора) в эксплуатационной документации или в настоящем РД;

- расхождением глубин в интервалах перекрытия в пределах, не превышающих указанных в таблице 2;

- наличием магнитных меток глубин, максимальное расстояние между которыми не должно превышать 20 м; количество электронных меток глубин между магнитными метками должно отличаться от номинальных значений не более чем на 1%;

- выполнением частных критериев, установленных для большинства геофизических методов, например: равенство показаний градиент- и потенциал-зонда микрокаротажа против глубоких каверн удельному сопротивлению промывочной жидкости; совпадение результатов разноглубинных зондов ИК после исправления за скин-эффект в непроницаемых пластах большой толщины и др.;

- соблюдением дополнительных требований, установленных геофизическим предприятием и недропользователем с учетом специфики геолого-технических условий района работ.

Таблица 2 - Допустимые расхождения глубин в интервалах перекрытия

Глубина исследования, км	0,5	1	2	3	4	5	6	>6
Расхождение, м	0,5	1	1,5	2	2,5	3	4	5

6.6.3.4 Наличие в файл-протоколе выполненных работ записей всех операций, предусмотренных для проведения исследований данной сборкой (прибором), соответствие очередности выполненных операций заданной.

6.6.4 Качество измерений характеризуется тремя оценками: "хорошо", "удовлетворительно", "брак".

6.6.4.1 Хорошее качество - результаты измерений полностью соответствуют требованиям настоящего РД.

6.6.4.2 Удовлетворительное качество - результаты измерений не выходят за пределы погрешностей, допустимых для каждого метода, но данные записаны с дефектами. К дефектам относят:

- отсутствие до 20% меток глубин;

- отсутствие в заголовке некоторых из указанных в п. 6.3.4 сведений;

- отсутствие повторных или контрольных записей, если погрешность измерений может быть оценена иным путем (по совпадению зарегистрированных данных в интервале перекрытия с предыдущим измерением, по известным значениям параметров на отдельных литологически выдержанных участках разреза);

- отсутствие одной из калибровок, выполненных до или после исследований;

- небольшие разрывы в массиве данных, вызванные затяжками сборки (прибора), если они не препятствуют выдаче заключения;

- прочие недостатки и упущения, не исключающие возможности использования кривых для решения задач, поставленных перед данным видом исследования.

6.6.4.3 Брак - данные записаны с погрешностями, превышающими допустимые для данного метода, или с упущениями и помехами, которые нельзя исправить при обработке, в результате чего материал не может быть использован для решения задач, поставленных перед данным методом.

6.6.4.4 Материалы с оценкой "хорошо" допускаются к дальнейшей обработке за подписью интерпретатора; с оценкой "удовлетворительно" - за подписью начальника контрольно-интерпретационной службы.

Бракованные материалы к обработке не допускаются.

Графические материалы всех видов исследований выдаются недропользователю только за подписью главного (старшего) геолога геофизического предприятия.

6.6.5 Документацию результатов исследований формируют после контроля качества и интерпретации первичных данных. Она должна содержать информацию, подлежащую постоянному хранению:

- рабочие файлы, содержащие всю информацию, полученную при исследованиях в скважине;

- файлы недропользователя для каждого геофизического метода, содержащие всю необходимую информацию и предназначенные для последующего решения геологических и технических задач;

- файл с результатами контроля качества первичных данных;

- заключение по результатам интерпретации, сопровождающееся таблицами обработки первичных данных;

- твердые копии материалов.

6.7 Архивация первичных материалов

6.7.1 Архивацию первичных материалов ГИС ведут с целью постоянного хранения первичной информации о недрах и обеспечения возможности ее последующей переобработки с использованием новых методических и программных средств и извлечения дополнительной, ранее не полученной информации.

6.7.2 Основные требования к архивации: полнота архивируемых материалов, исключение утраты материалов и несанкционированного доступа к ним.

6.7.3 Форма хранения информации - файлы и твердые копии в двух экземплярах, размещенные на разных носителях. Одна из твердых копий должна быть выполнена на неперезаписываемом носителе (например, CD).

6.7.4 Архивации подлежат рабочие файлы, в том числе и те первичные, данные по которым признаны бракованными, файлы недропользователя для всех выполненных и признанных кондиционными измерений, заключение с результатами геологической интерпретации, другие данные, полученные в процессе бурения и эксплуатации скважины.

6.7.5 Файл недропользователя должен содержать сведения, перечисленные в п. 6.3.4 и п. 6.4.3:

- полные и сокращенные наименования недропользователя и производителя исследований и работ;

- дату проведения и данные об объекте исследований - месторождение, номер скважины, ее назначение, альтитуду, интервал и назначение исследований;

- геолого-технические условия измерений - диаметр скважины, давление и температура на забое, свойства промывочной жидкости;

- типы и номера регистратора, скважинных приборов и их сборок;

- длины измерительных зондов и точки записи;

- для приборов радиоактивного каротажа - тип и мощность источника ионизирующего излучения;

- выполненные калибровки;

- первичные данные основного, контрольного и повторного измерений;

- оценку качества первичных данных.

6.7.6 Формат архивных данных - LIS.

6.7.7 Основные требования к организации архивации:

- разные экземпляры должны храниться в разных местах для исключения невосполнимой потери при форс-мажорных обстоятельствах (пожар, кража, стихийное бедствие);

- при хранении неотредактированных рабочих файлов в нестандартных форматах должны архивироваться также программные средства, позволяющие осуществить перевод данных в формат LIS или другие общепринятые международные форматы.

7 Технология изучения геологических разрезов скважин

Геофизические исследования разрезов нефтяных и газовых скважин всех категорий (каротаж) подразделяют:

- на общие, материалы которых предназначены для расчленения разбуренных разрезов, выделения в них основных литолого-стратиграфических комплексов пород, перспективных и продуктивных отложений;

- детальные, которые выполняют в продуктивных и перспективных на нефть и газ интервалах с целью определения количественных характеристик пластов.

Геологическую интерпретацию данных общих и детальных исследований выполняют непосредственно по завершении скважинных работ (оперативная интерпретация) и на этапе подсчета запасов нефти и газа (сводная интерпретация), используя для этого петрофизическое обеспечение в разной стадии готовности.

Технологическая схема проведения исследований, включающая тестирование и калибровку скважинных приборов и наземных средств, регистрацию и контроль качества первичных цифровых данных, формирование рабочих и отчетных файлов (файлов недропользователя), соответствует изложенной в разделе 6 настоящего РД.

7.1 Общие исследования

7.1.1 Общие исследования выполняют во всех скважинах по всему разрезу, вскрытому бурением. Они обеспечивают:

- определение пространственного положения и технического состояния стволов скважин;

- выделение стратиграфических реперов и разделение разреза на литолого-стратиграфические комплексы и типы (терригенный, карбонатный, хемогенный, вулканогенный, кристаллический);

- идентификацию литолого-стратиграфических комплексов, к которым приурочены продуктивные и/или перспективные на нефть и газ отложения;

- расчленение разреза на пласты, их привязку по относительным и абсолютным отметкам глубин, внутри- и межплощадную корреляцию разрезов;

- привязку интервалов отбора керна по глубине;

- литологическое изучение интервалов разреза, не охарактеризованных керном;

- привязку по глубине интервалов опробований, испытаний, перфорации, материалов геофизических исследований в обсаженных скважинах;

- информационное обеспечение интерпретации наземных (полевых) геофизических исследований.

7.1.2 Комплекс общих исследований единый для всех районов страны и практически для всех категорий скважин (таблица 3). В эксплуатационных скважинах при кустовом бурении полный комплекс выполняют в вертикальных скважинах, в наклонных скважинах из него могут исключаться БК, АК, ГГК-П.

Таблица 3 - Обязательные комплексы геофизических исследований необсаженных скважин для решения геологических и технических задач

Структура комплекса	Категория скважин
	Опорная, параметрическая	Структурная, поисковая, оценочная, разведочная	Эксплуатационная
1	2	3	4
Общие исследования (по всему разрезу скважин)	ГТИ, ПС, КС (1-2 зонда из состава БКЗ), БК, ГК, НК, АК, ГГК-П, профилеметрия, Инкл., Рез., термометрия, ВСП	ГТИ, ПС, КС (1-2 зонда из состава БКЗ), БК, ГК, НК, АК, ГГК-П, профилеметрия, Инкл., Рез., термометрия*(1), ВСП*(2)	ГТИ*(3), ПС, КС (1-2 зонда из состава БКЗ), БК*(3), ГК, НК, АК*(3), ГГК-П*(3), профилеметрия, Инкл., Рез.
Постоянная часть детальных исследований	ПС, БКЗ, БК, ИК (ЭМК), МК, БМК, профилеметрия, ГК (СГК), НК, ИНК, АК, ГГК-П (ГГК-ЛП), Накл., ЯМК, КМВ	ПС, БКЗ, БК, ИК (ЭМК), МК, БМК, профилеметрия, ГК (СГК), НК, АК, ГГК-П (ГГК-ЛП)*(4), Накл*(5).	ПС, БКЗ, БК, ИК (ЭМК), МК*(3), БМК, профилеметрия, ГК (СГК)*(3), НК, АК, ГГК-П (ГГК-ЛП)*(3), (4)
Изменяемая часть детальных исследований (дополнительные исследования):
- в сложных (трещинных, глинистых, битуминозных) коллекторах	ДК, ГДК, ОПК, ИПТ, ЭК - сканирование, АК - сканирование, ЯМК	ДК, ГДК, ОПК, ИПТ, ЭК - сканирование, АК - сканирование, ЯМК	ДК, ГДК, ОПК, ИПТ, ЭК - сканирование, АК - сканирование, ЯМК
- для определения межфлюидных контактов	ГДК, ОПК, ИПТ, ИНК	ГДК, ОПК, ИПТ, ИНК, ЯМК	ГДК, ОПК, ИПТ, ИНК, ЯМК
- при низком выносе керна	СКО (отбор образцов пород сверлящим керноотборником)	СКО
- при неоднозначной интерпретации	ГДК, ОПК, ИПТ, СКО, специальные исследования со сменой условий в скважине	ГДК, ОПК, ИПТ, СКО, специальные исследования со сменой условий в скважине	ГДК, ОПК, ИПТ, СКО, специальные исследования со сменой условий в скважине
- для моделирования залежей и при проведении ЗD-сейсморазведки			Накл., ВСП

Примечания:

*(1) - в нескольких скважинах на площади (месторождении),

*(2) - во всех поисково-оценочных скважинах, в разведочных скважинах - при близком расположении сейсмопрофилей;

*(3) - при кустовом бурении - в вертикальных скважинах кустов;

*(4) - в разрезах с карбонатными коллекторами;

*(5) - в поисковых, оценочных и разведочных скважинах при наклоне границ пластов более 5° к оси скважины.

7.1.3 Этапы, интервалы и объемы общих исследований закладывают в проекты на строительство скважин. В зависимости от решаемых задач исследования подразделяют на промежуточные и заключительные, которые выполняют полным комплексом в заданных интервалах, и привязочные, назначаемые по мере необходимости.

Промежуточные исследования проводят по завершению разбуривания интервалов, намеченных для перекрытия кондуктором (с перекрытием в колонне методами ГК, НК, АК интервала спуска шахтного направления), техническими (технической) колоннами, а также эксплуатационной колонной выше первого продуктивного или перспективного интервала.

Для оценки пространственного положения и технического состояния ствола скважины с целью ее безопасного бурения выполняют промежуточные исследования ограниченным комплексом методов, включающим инклинометрию, профилеметрию, а также, при необходимости, ГК или БК для привязки результатов.

Заключительные исследования проводят по окончании бурения скважины. В глубоких скважинах исследования выполняют в интервалах, не превышающих 1000 м.

Привязочные исследования проводят с целью оценки положения текущего забоя относительно стратиграфических реперов, а также привязки к разрезу интервалов отбора керна, опробований и испытаний. Для этого используют один-два метода из следующего перечня: ПС, ГК и НК, БК (или ИК), профилеметрия.

7.1.4 Измерения температуры проводят на двух режимах - неустановившемся и установившемся.

Данные измерений на неустановившемся режиме используют для решения оперативных задач:

- определения температурного режима работы бурильного инструмента и геофизических приборов;

- выделения поглощающих и отдающих пластов;

- определения высоты подъема цемента в затрубном пространстве;

- учета температуры при интерпретации геофизических материалов.

Измерения на установившемся режиме проводят после длительного (более 10 суток) пребывания скважины в покое для определения естественной температуры пород и ее распределения по разрезу. Более точно продолжительность пребывания скважины в покое устанавливают по результатам повторных измерений во времени - допустимой считают такую продолжительность пребывания скважины в покое, после которой температура пород в любой точке разреза изменилась не более чем на 1°С в течение значительного (не менее суток) интервала времени.

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 промывочной жидкости близко к удельному сопротивлению пластовых вод - ;

- в скважинах, заполненных высокоминерализованной () промывочной жидкостью, регистрация кривых БКЗ и КС стандартными зондами может быть ограничена условием - , где - удельное сопротивление пород;

- выполнение ИК обязательно при условии, что , , а также во всех скважинах с непроводящими промывочными жидкостями;

- в эксплуатационных скважинах обязательна регистрация КС, ИК и МК только при их заполнении пресной ()промывочнойжидкостью,аБК,-если скважины заполнены высокоминерализованной () жидкостью, а также, если ;

- 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 (нефтегазонасыщенный), 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, , 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.

7.5 Петрофизическое обеспечение геологической интерпретации

7.5.1 Петрофизические обеспечения интерпретации данных ГИС на этапах оперативной интерпретации и подсчета запасов различаются только объемом накопленной информации. На поисково-оценочном этапе разведки отсутствует полный комплекс петрофизической информации. Поэтому для оперативной интерпретации используют информацию по объекту-аналогу или обобщенную, накопленную для района работ. Для сводной интерпретации на этапе подсчета запасов и для оперативной интерпретации геофизических данных, полученных в эксплуатационных скважинах, применяют петрофизические зависимости, установленные для каждого объекта подсчета (эксплуатации).

7.5.2 Минимальный комплекс петрофизических связей включает:

- связи между измеряемыми геофизическими параметрами - интервальным временем , объемной плотностью , относительным электрическим сопротивлением Р, диффузионно-адсорбционным потенциалом - и коэффициентами общей пористости пород;

- связь между коэффициентом увеличения электрического сопротивления и коэффициентами водонасыщенности пород. При наличии прямой информации о водонасыщенности разреза, полученной по данным исследований керна из скважин, пробуренных на "безводных" (известково-битумных) промывочных жидкостях, используется также связь удельного электрического сопротивления пород с их объемной влажностью , где . Такой подход широко применяется для месторождений Западной Сибири, для которых затруднена оценка удельного электрического сопротивления пластовой воды;

- связь между относительной амплитудой ПС и относительными показаниями гамма-каротажа с коэффициентами весовой , объемной или относительной глинистости, где ; ;

- взаимосвязи между петрофизическими величинами:

а) для определения нижнего граничного значения пористости коллекторов - связь между общей , эффективной и динамической пористостями, где , ; - коэффициент остаточной (неснижаемой) водонасыщенности, - коэффициент остаточной нефтенасыщенности;

б) для обоснования положений межфлюидных контактов - расчет численного значения коэффициента * критической водонасыщенности по кривым относительной фазовой проницаемости и уравнениям движения фаз при двухфазной фильтрации;

в) для определения проницаемости - построения связей между общей пористостью и коэффициентами абсолютной и эффективной проницаемости, где - проницаемость, определяемая на образцах керна при наличии в поровом пространстве остаточной водонасыщенности.

7.5.3 Используют 2 вида петрофизических связей: "керн-керн" и "ГИС-керн":

- для построения связей "керн-керн" геофизические (, , P, , ) и коллекторские (, , , , , , ) параметры измеряют на образцах керна, в том числе , P, , - при термобарических условиях, аналогичных пластовым;

- для построения связей "ГИС-керн" значения геофизических параметров находят по данным скважинных измерений, а значения коллекторских свойств - по результатам анализов керна.

7.5.4 Общие требования к петрофизической информации, используемой в качестве петрофизической основы интерпретации геофизических данных, состоят в следующем:

- для построения петрофизических связей "керн-керн" необходимо исследовать не менее 30 образцов керна, равномерно распределенных в диапазонах изменений коррелируемых параметров;

- для построения петрофизических связей "керн-ГИС" используют опорные пластопересечения, охарактеризованные керном с выносом не менее 70% и плотностью петрофизических анализов не менее трех на один метр вынесенного керна;

- в процессе отбора, транспортировки, хранения и исследования керна должны быть реализованы мероприятия, предотвращающие изменение естественных условий упаковки (для слабосцементированных и рыхлых пород) и смачиваемости пород;

- при исследовании пород, характеризующихся наличием крупных элементов пустотного пространства (трещины, каверны), исследования керна должны выполняться на образцах большого размера (с сохранением диаметра отобранного керна);

- при необходимости прямого определения по керну остаточной водонасыщенности (бурение на "безводной" промывочной жидкости) и остаточной нефтенасыщенности (бурение на промывочной жидкости с водной основой) требуется герметизация керна на скважине или использование при отборе керна герметизированных керноприемников.

8 Технология изучения технического состояния необсаженных скважин

В зависимости от решаемых задач геофизические исследования, результаты которых применяют для изучения технического состояния необсаженных скважин, подразделяют на две группы:

- общие для всех скважин, которые предусматривают определение пространственного положения и геометрического сечения стволов скважин с целью информационного обеспечения их безаварийного бурения и учета этих данных при оперативной и сводной геологической интерпретации материалов комплекса ГИС;

- специальные, предоставляющие информационное обеспечение для ликвидации предаварийных и аварийных ситуаций.

8.1 Общие исследования

8.1.1 Общие исследования обеспечивают:

- определение пространственного положения ствола скважины по зенитному и азимутальному углам (инклинометрия) и установление соответствия траектории ствола проекту;

- определение среднего диаметра скважины (кавернометрия) и профиля поперечного сечения ствола скважины в двух ортогональных плоскостях (профилеметрия), выделение по этим данным желобов, каверн, сальников, шламовых и глинистых корок;

- измерение температуры и ее вертикального градиента в бурящихся и простаивающих скважинах.

8.1.2 Результаты общих исследований применяют для решения следующих задач:

- устранения потенциальной аварийности, связанной с возможными прихватами бурильного инструмента в желобах (достигается разрушением выявленных желобов, выделением интервалов и значений локальных перегибов оси скважины, изменением скоростей и технологии подъема и спуска бурильного инструмента в прихватоопасных интервалах);

- разработки мероприятий по улучшению проходимости бурильного инструмента и скважинных приборов по стволу скважины (изменение вязкости, водоотдачи, статического напряжения сдвига промывочной жидкости, промывка скважины с вращением бурильного инструмента, шаблонирование);

- определения фактического пространственного положения стволов вертикальных и наклонно направленных скважин и их корректировки в ходе дальнейшего бурения с целью достижения проектного положения;

- выбора мест установки центраторов, турболизаторов, цементировочного патрубка и башмака обсадной колонны и соединения ее секций;

- выбора интервалов установки опробователей и керноотборников на геофизическом кабеле и пакеров пластоиспытателей на трубах;

- расчета объема скважины для замены промывочной жидкости, планируемой заранее или вызванной изменением условий бурения, и объема затрубного пространства для проведения тампонажных работ;

- учета геометрии ствола при проведении аварийных работ, связанных с извлечением из скважины оборванных секций бурильного инструмента и посторонних предметов;

- получения исходных данных для интерпретации геофизических материалов: изменений диаметра скважины и температуры при обработке данных БКЗ, ГК, НК и др.; удлинения ствола и смещения забоя при построении объемных моделей разреза (сейсмоакустической, геоэлектрической, геоплотностной, геомагнитной) и залежей (геометрической, фильтрационной, флюидальной).

8.1.3 Комплекс общих исследований ограничен и включает инклинометрию, кавернометрию-профилеметрию и термометрию.

8.1.4 Этапы и интервалы общих исследований вертикальных и наклонных скважин определяются проектами на исследования скважин, но они должны выполняться не реже чем через 500 м проходки, а в медленно бурящихся параметрических, опорных и поисково-разведочных скважинах - не реже одного раза в месяц.

8.1.5 Исследования каверномером-профилемером и термометром выполняют каждый раз по всему открытому стволу скважины с полным перекрытием ранее исследованных интервалов.

8.1.6 При определении прихватоопасности ствола скважины вследствие образования желобов, сальников и осыпания вышезалегающих пород измерения каверномером-профилемером выполняют с применением устройств свободного вращения кабеля.

8.2 Специальные исследования

8.2.1 Специальные исследования предназначены для решения частных задач:

- выявления зон флюидопроявлений и поглощений промывочной жидкости;

- выделения интервалов залегания пород с высокими реологическими свойствами, подверженных быстрому и интенсивному размыву либо выпучиванию;

- выявления интервалов прихвата бурильного инструмента;

- определения положения и размеров металлических предметов, оставленных в скважине;

- наведения стволов специальных скважин, бурящихся для глушения фонтанов, с поиском геофизическими методами аварийного ствола;

- установки с помощью устройств (желонок), опускаемых на кабеле, разделительных и изоляционных мостов в стволе скважины.

В каждом конкретном случае время, интервалы и комплекс специальных исследований определяются поставленной задачей и геолого-технической ситуацией в скважине. Работы выполняют по технологиям, согласованным между недропользователем и производителем работ (геофизическим предприятием).

8.2.2 Приток в скважину пластовых вод и поглощения промывочной жидкости фиксируются буровой службой и станциями ГТИ по изменениям давления в гидравлической системе и выхода промывочной жидкости. Интенсивные водопроявления и поглощения обычно приурочены к трещинно-кавернозным и закарстованным карбонатным породам, реже к пластам песчаников большой толщины, характеризующихся аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) при водопроявлениях либо аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД) при поглощениях. Последние, к тому же, вскрывают на неструктуированных (неглинистых) промывочных жидкостях во избежание гидроразрывов пластов при увеличении плотности промывочной жидкости.

Интервалы притоков и поглощений определяют по данным какого-либо одного или нескольких геофизических методов:

- высокочувствительной термометрии - по резкому изменению температурного градиента против отдающих и поглощающих пластов;

- ПС или резистивиметрии, - если жидкость в застойной зоне ниже интервала притока или поглощения обладает другой минерализацией, по сравнению с жидкостью выше этого интервала;

- механической или термокондуктивной расходометрии;

- акустического каротажа, если интервал притока или поглощения приурочен к трещинно-кавернозным и закарстованным породам;

- ГК - при продавливании в скважину жидкости, обогащенной короткоживущими изотопами.

8.2.3 Породы с высокими реологическими свойствами представлены пластичными, переувлажненными глинами, залегающими на небольших глубинах (400-600 м) на месторождениях Западной Сибири, а также глубокозалегающими (1000-3000 м) глинами с АВПД и толщами солей на месторождениях южной части России. Как правило, такие породы быстро и интенсивно размываются во время бурения скважин на облегченных и недостаточно структурированных промывочных жидкостях, образуя глубокие и протяженные каверны. В простаивающих и обсаженных скважинах размыв заменяется пластическим течением этих пород, их выпучиванием в ствол скважины. В обсаженных скважинах они воздействуют на обсадную колонну, изгибая и разрывая ее по одной из муфт на малых глубинах и сминая на больших.

Интервалы пород с высокими реологическими свойствами устанавливают по данным повторной кавернометрии-профилеметрии, фиксирующих появление глубоких и протяженных каверн, быстро увеличивающихся во времени. На материалах АК они характеризуются на малых глубинах минимальными в разрезе значениями скоростей продольной волны (максимальными значениями ), близкими к их значениям в промывочной жидкости, и максимальным затуханием этой волны. Это относится и к условиям, когда пластичные глины залегают среди других глин. На больших глубинах скорости распространения продольной и поперечной волн возрастают, а значения коэффициента Пуассона и модуля Юнга увеличиваются по сравнению с нормальными значениями этих величин на данной глубине.

В скважинах "старого фонда" измерения скоростей продольной и поперечной волн выполняют через обсадную колонну, применяя приборы с рабочей частотой излучателей, находящейся в диапазоне 8-10 кГц.

8.2.4 Участки прихвата бурильных труб в желобах, интервалах резкого перегиба оси скважины, вблизи забоя и на участках резких изменений диаметра скважины вследствие осыпания вышезалегающих пород устанавливают с целью выбора оптимальных методик ликвидации аварий.

Для определения места и интервала прихвата применяют электромагнитные и акустические прихватоопределители. Измерения дополняют записью локатора муфт (ЛМ) для контроля положений различных элементов компоновки бурильного инструмента.

8.2.4.1 Магнитный метод определения места прихвата основан на изменении магнитных свойств материала стальных труб при приложении к ним механической нагрузки (натяжения, разгрузки, скручивания). Его реализуют с помощью индукционных прихватоопределителей и индикаторов места прихвата (ИМП) при следующей последовательности выполнения операций:

- регистрируют контрольную (фоновую) кривую ИМП для выделения замковых соединений;

- в предполагаемом интервале прихвата или по всей бурильной колонне устанавливают через 10-20 м магнитные метки;

- регистрируют кривую ИМП с магнитными метками;

- прикладывают к колонне максимально возможные механические нагрузки (натяжение, разгрузки, скручивание) с целью снятия магнитных меток выше места прихвата;

- регистрируют кривую ИМП со снятыми метками;

- определяют верхнюю границу интервала прихвата по стиранию или уменьшению амплитуд магнитных меток в свободной от прихвата части колонны;

- для более точного определения верхней границы проводят второй цикл измерений ИМП с уменьшением расстояний между метками до 1-2 м.

Ограничения метода заключаются в возможности его применения только в стальных трубах, определении одной верхней границы интервала прихвата, снижении эффективности в сильно искривленных скважинах, в утяжеленных бурильных трубах и на больших глубинах вследствие плохого стирания магнитных меток.

8.2.4.2 Принцип действия акустического прихватоопределителя тот же, что и акустического цементомера. Изменение характеристик упругой волны, распространяющейся в бурильных (обсадных) трубах, при их обжатии горными породами и шламом такое же, как при цементировании труб: происходит отток в породы энергии волны, распространяющейся в колонне, и появление в волновом пакете колебаний продольной и поперечной волн, распространяющихся в горных породах.

Исследования акустическим прихватоопределителем колонны прихваченных бурильных труб выполняют по всей ее длине. Интервал прихвата находят, интерпретируя полученные данные по методике цементометрии. Преимущества метода заключаются в возможности выделения протяженности интервала прихвата независимо от типа труб и глубины скважины, а также в более высокой его оперативности.

8.2.5 Определение положений оставленных в скважине металлических предметов осуществляют с помощью электрических и электромагнитных методов, реагирующих на низкое удельное электрическое сопротивление (высокую электрическую проводимость) металла.

Электрические методы (стандартный каротаж, БК) применяют, если возможен непосредственный (хотя бы через слой промывочной жидкости) контакт измерительного зонда с предметом. Электромагнитные методы (ИК, определители металла - ОМ), - если предмет находится на каком-то небольшом (единицы метров) удалении от ствола скважины, например, в параллельном стволе, а также в скважинах, заполненных непроводящей жидкостью. Положение и размеры предмета устанавливают по резкому, не встречающемуся в горных породах, уменьшению зарегистрированных значений электрического сопротивления.

8.2.6 Наведение стволов специальных скважин, бурящихся для глушения фонтанов, ведется по результатам высокоточных инклинометрических измерений. При этом:

- для уменьшения случайной и систематической погрешностей измерения выполняют 2-3 приборами, спускаемыми порознь или в единой связке. Приборы заново калибруют перед каждым спуском и после подъема из скважины;

- привязку измерений к разрезу проводят обычным способом, принятым в районе работ, по материалам стандартного каротажа (ПС, КС), ГК, БК и др.

8.2.6.1 При приближении к аварийному стволу его поиск осуществляют методом акустической шумометрии, в том числе с применением высокочувствительных трехкомпонентных сейсмоприемников, и электромагнитными методами, выбор которых определяется наличием или отсутствием в аварийном стволе обсадной колонны и проводящей жидкости.

8.2.6.2 Работы выполняют по индивидуальным программам. Помимо скважинных исследований они могут включать детальную высокоразрешающую сейсмику и другие исследования.

8.3 Технологическая схема измерений

Технологическая схема проведения общих и специальных исследований и контроль качества первичных данных, включая требования к комплексированию измерительных модулей, метрологическому обеспечению, регистрации первичных цифровых данных, оценке полноты выполнения комплекса и качества результатов измерений, соответствуют требованиям, изложенным в разделе 6.

8.4 Обработка и интерпретация первичных данных

8.4.1 Экспресс-обработку и интерпретацию данных общих и специальных исследований выполняют непосредственно на скважине. Окончательное заключение выдает интерпретационная служба геофизического предприятия.

8.4.2 По результатам общих исследований недропользователю передают заключение о наличии и интервалах развития желобов, сальников и сужений ствола, в том числе изменение их состояния по сравнению с предыдущими измерениями, поинтервально указывают коэффициент прихватоопасности, характеризующий отношение длинной и короткой осей желоба.

Заключение может содержать рекомендации недропользователю о работе с бурильным инструментом, включающие одновременно или врознь требования подъема инструмента с пониженной скоростью; недопущения больших затяжек; сбивания инструмента вниз при появлении затяжек и последующем медленном подъеме с одновременным вращением колонны ротором; оптимизации конструкции инструмента за счет уменьшения его диаметра и установки центраторов над утяжеленными бурильными трубами и др.

8.4.3 По результатам инклинометрических исследований недропользователю передают:

- данные поинтервальных измерений значений зенитных углов и азимутов с привязкой по глубине;

- план скважины, содержащий направления координатных осей, масштабы, точку устья скважины, проектное и фактическое положение забоя и расстояние между ними, смещение забоя, дирекционный угол или азимут направления "устье-забой";

- профиль (аксонометрическую проекцию) скважины с указанием направления вертикальной координатной оси, масштаба, дирекционного угла или азимута вертикальной плоскости, на которую проектируется ось скважины, удлинение скважины.

8.4.4 Формы представления данных специальных исследований и результатов их интерпретации согласовывают с недропользователем.

9 Технология изучения технического состояния обсаженных скважин

Геофизические исследования технического состояния обсадных колонн и цементного камня в затрубном пространстве ведут в процессе строительства и эксплуатации скважин. Эти исследования подразделяют на:

- общие, выполняемые во всех скважинах;

- специальные, которые проводят только в скважинах, режим эксплуатации которых отличается от проектного или в которых возникли другие обоснованные предположения о нарушении целостности обсадной колонны и/или цементного кольца и, как следствие, герметичности затрубного пространства.

Технологическая схема проведения исследований и контроля качества первичных данных, включая требования к комплексированию измерительных модулей, метрологическому обеспечению, регистрации первичных цифровых данных, оценке полноты выполнения комплекса и качества результатов измерений, соответствует изложенной в разделе 6 настоящего РД.

9.1 Общие исследования

9.1.1 Общие исследования предназначены для оценки целостности и несущей способности обсадной колонны и герметичности затрубного пространства как основных элементов скважины, обеспечивающих ее работоспособность в соответствии с запланированными технологическими нагрузками и выполнение природоохранных задач. Они включают измерения:

- размеров и положения в разрезе отдельных элементов обсадной колонны - труб, муфт, патрубков, цементировочного башмака, центраторов, турбулизаторов, - и соответствия положения этих элементов проектному и "мере труб";

- толщин обсадных труб во вновь построенных и действующих скважинах;

- минимального и среднего проходного сечения труб;

- высоты подъема цементной смеси, степени заполнения затрубного пространства цементом и его сцепления с обсадной колонной и горными породами;

- наличия в цементе вертикальных каналов и интервалов вспученного (газонасыщенного) цемента;

- глубины и протяженности интервалов перфорации.

9.1.2 Комплекс общих исследований составляют гамма-каротаж (ГК) для привязки полученных данных к разрезу, локация муфт (ЛМ), акустическая цементометрия (АКЦ), гамма-гамма-цементометрия (ЦМ) или гамма-гамма-дефектометрия и толщинометрия (ГГДТ), термометрия (Т).

При наличии обоснованных предположений о неудовлетворительном состоянии обсадной колонны и цементного камня комплекс дополняют механической трубной профилеметрией, электромагнитной или акустической дефектометрией колонн, акустической высокочастотной сканирующей цементометрией (АК-сканирование).

9.1.3 Общие исследования проводят после спуска кондуктора, промежуточной (промежуточных) и эксплуатационной колонн по всей их длине.

9.1.3.1 Исследования термометрией для определения высоты подъема цемента (отбивка головы цемента - ОГЦ) ведут в первые 24 ч после окончания цементирования. Одновременно по величине температурных аномалий оценивают заполнение цементом каверн в стволе скважины.

9.1.3.2 Комплекс ГК, ЛМ, АКЦ, ЦМ или ГГДТ выполняют спустя 16-24 ч по окончании цементирования, полного схватывания цемента и разбуривания стоп-кольца.

9.1.3.3 Для выделения интервалов перфорации проводят гамма-каротаж (с целью привязки геофизических данных к глубине), локацию муфт и отверстий, термометрию. Термометрию необходимо проводить непосредственно после перфорации; с течением времени температурные аномалии расплываемся.

9.2 Специальные исследования

9.2.1 Специальные исследования предназначены для решения частных задач, связанных с выделением дефектов обсадных колонн и цементного кольца, которые ставят под сомнение герметичность затрубного пространства. Они многочисленны и включают:

- обнаружение в теле обсадной колонны трещин, порывов, одиночных отверстий, негерметичных муфт, страгиваний муфт по резьбе;

- измерение толщин и выделение интервалов внутренней и внешней коррозии обсадных труб;

- определение интервалов напряженного состояния обсадных труб, обусловленного обжатием колонны породами с высокими реологическими свойствами,

- выделение локальных искривлений колонны и ее эллипсности, оценку целостности наружных колонн (технической, кондуктора);

- оценку положения и качества ремонтных пластырей;

- выделение заколонных перетоков жидкости и газа;

- оценку состояния внутриколонного пространства - определение интервалов гидратных, парафиновых и солевых отложений.

В каждом конкретном случае интервалы и комплекс специальных исследований определяются поставленной задачей. Исследования выполняют по индивидуальным проектам, согласованным между недропользователем и производителем работ.

Перечень задач и необходимых исследований может быть следующим:

9.2.2 Определение толщины труб, которая может угрожающе уменьшаться вследствие износа по одной из образующих, вдоль которой происходит движение бурильного инструмента и НКТ, внутренней и внешней коррозии металла, возникающей в результате электрохимических процессов в скважине и затрубном пространстве и сероводородных проявлений.

9.2.2.1 Интегрально (в поперечном сечении) толщину труб измеряют методами гамма-гамма-толщинометрии и электромагнитной дефектоскопии; дифференцированно - с помощью акустического сканирования, а также механической трубной профилеметрии и многорычажной трубной профилеметрии.

9.2.2.2 Механическую трубную профилеметрию выполняют в двух режимах: непрерывной регистрации двух взаимно перпендикулярных диаметров и среднего диаметра труб и точечной детализационной регистрации отклонения каждого измерительного рычага.

Непрерывную запись ведут по всей колонне с целью выбора участков детализационных работ,

Детализационные измерения проводят в интервалах увеличения одного из двух измеряемых диаметров, изменений внутреннего диаметра труб и в местах локального искривления скважины. В зависимости от протяженности дефектного интервала расстояние между точками детализации может изменяться от 0,1 до 1 м.

9.2.2.3 Электромагнитную дефектоскопию также выполняют в режимах непрерывной и точечной детализационной записи. Износ определяется по увеличению расстояния от оси прибора до стенки скважины.

9.2.3 Выделение порывов и протяженных (более 8-10 см) трещин наружных труб в многоколонных конструкциях осуществляют с помощью электромагнитной дефектоскопии. Влияние внутренней колонны учитывают по результатам гамма-гамма-толщинометрии, механической трубной профилеметрии и акустического высокочастотного сканирования, выполненных по п. 9.2.2.

9.2.4 Выделение одиночных сквозных отверстий диаметром более 8 мм, возникших в результате развития пятен коррозии, случайной или запланированной (например, ремонтной) перфорации, отверстий, выполненных сверлящим перфоратором, а также разнонаправленных трещин колонны, муфт, по которым проходит страгивание резьбы, достигается с помощью акустического высокочастотного сканирования и механической шумометрии, при которой регистрируют шумы от трения о колонну подрессоренных щупов скважинного прибора.

Характер отверстия (сквозное или глухое) определяют одним или комплексом методов, реагирующих на приток (отток) в скважину пластовых флюидов: термометрией, резистивиметрией, акустической шумометрией.

9.2.5 Повышенное напряжение материала колонны, вызванное обжатием обсадных колонн породами с высокими реологическими свойствами и являющееся предвестником потенциального разрушения колонны, определяют по данным широкополосного акустического каротажа, термометрии и непрерывной инклинометрии.

Требования к данным широкополосного АК различны при выделении интервалов напряженного состояния колонны и пород на больших и малых глубинах. На больших глубинах основную информацию предоставляют скорости распространения продольной и поперечной волн, значения которых используют для расчета упругих параметров колонны и горных пород и определения градиентов их изменения с глубиной. На малых глубинах интервалы напряженного состояния обсадной колонны обусловлены ее обжатием глинами, переходящими в подвижное состояние при поступлении в них избыточной воды. Интервалы обжатия характеризуются большим затуханием упругой волны, распространяющейся в обсадной колонне, вследствие обжатия колонны породами и оттока энергии этой волны в породы, а также большим затуханием волн, регистрируемых через колонну в породах.

Дополнительные сведения предоставляют данные термометрии (если поток подвижных глин характеризуется другой, по сравнению с вмещающими породами, температурой) и непрерывной инклинометрии, разрешающая способность которой достаточна для определения локальных изгибов колонны.

9.2.6 Негерметичные муфты и другие места поглощения жидкости в колонне определяют по данным термометрии, дебитометрии и резистивиметрии.

Аномалии на кривых термометрии и дебитометрии устанавливают в процессе долива скважины или кратковременных закачек жидкостей в скважину; при этом устанавливают нижнюю границу участка колонны, в котором отмечается движение жидкости.

С помощью резистивиметрии интервалы поглощения находят, контролируя процесс перемещения по стволу скважины порции (0,5-1 ) жидкости, близкой по плотности к жидкости, первоначально заполнявшей скважину, но существенно отличающейся от нее по электрическому сопротивлению. Продвижение жидкости осуществляется последовательными долинами или принудительными закачками продавочной жидкости.

Притоки жидкости в скважину устанавливают теми же методами - термометрии, дебитометрии и резистивиметрии.

9.2.7 Выделение интервалов затрубного движения жидкости и газа проводят по данным термометрии (по локальным изменениям температуры, форма которых зависит от движения флюида сверху вниз или наоборот), акустической шумометрии (спектр шумов существенно различен для заколонных перетоков жидкости и газа) и закачки в скважину жидкостей, обогащенных искусственными изотопами.

9.3 Обработка и интерпретация первичных данных

9.3.1 Обработку и экспресс-интерпретацию данных общих и специальных исследований выполняют непосредственно на скважине; полную интерпретацию и выдачу окончательного заключения производит интерпретационная служба геофизического предприятия по месту ее базирования.

9.3.2 По результатам каждого общего исследования недропользователю передается заключение о положении в разрезе (с привязкой по ГК) муфт обсадной колонны, длине и толщине каждой обсадной трубы, высоте подъема цементной смеси за колонной, полноте заполнения затрубного пространства цементом и степени его сцепления (сплошное, частичное, отсутствует) с обсадной колонной и породами.

9.3.3 Твердые копии результатов измерений должны содержать:

- кривую ЛМ;

- для АКЦ - кривую эффективного затухания () волны, распространяющейся по колонне; кривые интервального времени () и затухания () продольной волны, распространяющейся в породе; фазокорреляционные диаграммы для измерительного зонда, длина которого близка к 1,5 м; характеристику сцепления цемента с обсадной колонной и породами, показанную условными обозначениями;

- для гамма-гамма-дефектометрии и толщинометрии - кривые селективных каналов дефектометрии; интегральную кривую дефектометрии со шкалой плотности цемента в затрубном пространстве или отдельную кривую плотности цемента; кривую толщинометрии;

- кривую термометрии с указанием высоты подъема цемента.

9.3.4 Результаты интерпретации специальных исследований должны содержать конкретный ответ (положительный или отрицательный) на поставленную задачу исследований.

10 Технологии работ по испытанию пластов, отбору проб пластовых флюидов и образцов пород

10.1 Технология гидродинамического каротажа и отбора проб флюидов

10.1.1 Испытание пластов приборами на кабеле обеспечивает:

- многоразовое испытание за одну спускоподъемную операцию отдельных участков пласта с целью определения его фильтрационных характеристик и измерения пластовых давлений - гидродинамический каротаж (ГДК);

- одноразовый отбор из проницаемого интервала герметизированной пробы пластового флюида и ее подъем на дневную поверхность для определения характера насыщенности пласта - опробование пластов приборами на кабеле (ОПК).

При проведении этих испытаний на стенке скважины изолируют с помощью резинового башмака участок радиусом 1,5-2,5 см, вследствие чего испытание и отбор проб называют точечными.

10.1.1.1 В режиме ГДК из пласта под воздействием максимальной депрессии вызывают приток флюида, который последовательно заполняет при фиксированных депрессиях три секции пробоприемной камеры. Одновременно на поверхности ведут регистрацию изменения давления на всех трех этапах заполнения камеры, вплоть до полного восстановления пластового давления, после чего отобранная проба "сбрасывается" в общий пробосборник. Количество участков, исследованных таким образом за одну спускоподъемную операцию, изменяется от 10 до 30, в зависимости от проницаемости исследуемых пород.

В многоцикловом режиме ГДК проводят 2-4 повторных исследования в одной точке без отрыва скважинного прибора от стенки скважины с целью определения характера насыщенности коллектора.

10.1.1.2 В режиме ОПК флюид последовательно заполняет пробосборник и секционированную пробоприемную камеру, каждая секция которой заполняется при своем фиксированном давлении, как и в режиме ГДК. Процесс притока с изменяющимся давлением и восстановлением его до пластового записывают на диаграмме давления; отобранную герметизированную пробу поднимают на дневную поверхность.

В случае глубоких зон проникновения производят в одной точке без отрыва прибора от стенки скважины отбор 2-3 проб пластовых флюидов, размещая их в разных камерах пробосборника.

10.1.2 Испытание пластов приборами на кабеле применяют для решения следующих задач:

- установления возможности получения из пород притоков;

- определения характера насыщенности пластов;

- исследования состава и свойств пластовых флюидов;

- определения гидростатического и пластового давлений;

- уточнения границ разделов между различными флюидами в пласте (ВНК, ГНК, ГВК);

- определения эффективных толщин пластов;

- определения скоростей притоков, проницаемости пород и профилей проницаемости по разрезу.

Результаты испытаний используют для принятия решений о проведении дополнительных испытаний пласта пластоиспытателем на бурильных трубах, о спуске обсадной колонны, уточнения граничных значений и критериев для интерпретации данных обязательного комплекса ГИС и других целей.

10.1.3 Работы по испытанию пластов приборами на кабеле проводят после обязательного комплекса ГИС с целью исключения неоднозначной геологической интерпретации данных комплекса ГИС в пластах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, определения положений межфлюидных контактов и пластовых давлений в продуктивных интервалах.

10.1.4 Технология проведения работ включает стандартные операции заполнения заголовка, калибровки датчиков скважинного прибора, оценку качества полученных материалов, которые выполняют согласно требованиям раздела 6, и операции, специфичные для данного метода.

10.1.4.1 Выбор интервалов и глубин испытаний зависит от решаемых геологических задач и особенностей строения геологического объекта:

- для выделения коллекторов методом ГДК исследуют весь предполагаемый коллектор от подошвы до кровли с шагом от 0,2 м до 1 м в зависимости от его толщины. Коллекторы выделяют по наличию притоков из исследованных участков пласта;

- для установления граничных значений геофизических параметров, необходимых для выделения коллекторов по количественным критериям, в интервал испытаний включают участки пласта, характеризующиеся различными геофизическими характеристиками, в том числе заведомо непроницаемые участки, и проводят их испытания из расчета три точки на участок. Сопоставляя характеристики ГИС с результатами испытаний (приточные, неприточные "точки"), устанавливают граничные значения геофизических параметров;

- измерения пластовых давлений при наличии зон АВПД или АНПД в одновременно эксплуатируемых многопластовых залежах, при неравномерной выработке запасов с применением систем заводнения и прорывах нагнетаемых вод выполняют в пределах всех проницаемых интервалов последовательно снизу вверх;

- для оценки характера насыщенности коллекторов толщиной более 4-х метров пласт исследуют первоначально в режиме ГДК с шагом 0,5-1 м от подошвы к кровле, далее среди исследованных участков выбирают наиболее проницаемые, по одному в подошвенной, кровельной и центральной частях пласта. После этого в режиме ОПК испытывают участок в подошвенной части пласта. Если из него получена проба нефти или газа без признаков пластовой воды, то пласт относят к продуктивному. При наличии в пробе пластовой воды последующим спуском опробуют кровельную часть пласта. Если при этом будет установлено наличие пластовой воды, то пласт считается водоносным. Если в кровельной части пласта получены нефть или газ, а в подошвенной - вода, то последующими опробованиями в переходной зоне уточняют положение межфлюидного контакта;

- при определении межфлюидного контакта первоначально устанавливают его положение поданным ГИС или с использованием другой информации (например, по гипсометрическому положению контакта и кровли пласта). Первая точка испытания должна соответствовать глубине предполагаемого контакта. Если получена проба нефти или газа, то следующую точку ОПК намечают на 2 м ниже; если в пробе присутствует вода, то на 2 м выше. Если в новой точке испытания смена флюида не наблюдается, то процедура повторяется снова с интервалом в 2 м и так далее до смены флюида или получения смеси воды и углеводородов. Определение положения контакта, когда расстояние между участками с разным характером насыщенности составляет менее 2 м, проводят последующими опробованиями снизу вверх с шагом 0,5 м до первого появления в пробе углеводородов;

- определение проницаемости в точках пласта, исследованных методом ГДК, осуществляют по зарегистрированным кривым давления. Если по результатам исследований изменения давления не зарегистрированы, участок считается непроницаемым. (При отсутствии сведений о вязкости флюида вычисляется параметр подвижности флюида в пласте - ).

10.1.4.2 Отбивка газожидкостного контакта при значительной толщине продуктивной части пласта возможна измерением пластовых давлений в предполагаемой переходной зоне методом ГДК. Исследуемые участки выбирают в проницаемых пластах выше и ниже предполагаемого контакта так, чтобы в каждой зоне было исследовано не менее 5 равномерно расположенных точек. Определение контакта проводят по изменению градиента пластового давления.

10.1.4.3 Предполагаемые нефтеносные пласты испытывают после водоносных и газоносных, чтобы не исказить результаты испытаний возможным загрязнением прибора нефтью. При недостатке времени или в условиях осложненной скважины пласты, представляющие наибольший интерес, испытывают в первую очередь.

10.1.4.4 Регистрацию и документирование операций, выполненных при испытаниях, включая контроль нуль- и стандарт-сигналов, проводят при каждом спуске прибора в скважину. Кривые давления на каждой точке испытаний записывают в отдельный файл.

10.1.4.5 Перед отбором проб проводят проработку скважины и шаблонирование интервала испытаний скважинным прибором. При шаблонировании, как и при последующих спусках, не допускаются резкие торможения прибора, пробивание им уступов и сальников, удары о забой.

10.1.4.6 Первой отбирается контрольная проба промывочной жидкости в интервале испытаний, для чего прибор опускают без герметизирующего элемента и прижимного устройства и выполняют обычные операции по одноразовому отбору пробы. Если интервалы испытаний удалены друг от друга более чем на 100 м, отбор контрольных проб проводят в каждом из них.

10.1.4.7 Продолжительность отбора одной пробы ограничивается временем стояния на притоке, допустимым для данного технического состояния скважины. В осложненных скважинах во избежание прихвата прибора продолжительность отбора не должна превышать 3-5 минут, а основной объем испытаний следует проводить в режиме ГДК с вызовом притока в малую камеру.

В уплотненных породах без глинистых корок, проницаемость которых менее , продолжительность отбора увеличивают до 20-40 минут, если это позволяет техническое состояние ствола скважины (отсутствует залипание геофизического кабеля в интервалах разреза, залегающих выше исследуемого).

10.1.4.8 При отказе прибора или попадании промывочной жидкости в прибор из-за некачественной герметизации участка отбора пробы опробование повторяют, смещая прибор на 0,2-1 м вверх или вниз от каверны, а если по каротажу каверны не отмечаются - на 0,2-0,3 м в любую сторону.

10.1.4.9 При опасности прихвата следует расхаживать кабель во время испытаний. Для этого на кабеле у барабана лебедки устанавливают контрольную метку и периодически спускают, а затем поднимают до метки несколько метров кабеля.

10.1.4.10 После прекращения испытания проверяют не прижат ли прибор к стенке скважины, для чего вначале опускают в скважину 0,5-1 м кабеля и далее медленно (со скоростью не более 150 м/ч) выбирают 2-3 м кабеля. Если натяжение кабеля не изменяется, то проводят подъем прибора с обычной скоростью (см. пп. 6.3.6.6).

Увеличение нагрузки по датчику натяжения свидетельствует о залипании герметизирующего башмака скважинного прибора или о прихвате прибора. Залипание башмака в глинистую корку обычно ликвидируется при натяжении 5000-6000 Н (500-600 кгс). Увеличение нагрузки до значения разрывной прочности кабеля вызвано залипанием кабеля или прихватом скважинного прибора. Его ликвидируют согласно требованиям подраздела 28.7.

10.1.4.11 Отбор газа и жидкости из пробосборника скважинного прибора проводят сразу после подъема прибора и замера в нем давления с помощью приспособлений и газосборников, входящих в комплект аппаратуры, с соблюдением приемов, изложенных в эксплуатационной документации.

10.1.5 Информация об испытаниях пластов приборами на кабеле включает:

- сведения о составе проб ОПК (наличие воды, нефти и газовоздушной смеси), физических свойствах воды (плотность, вязкость, удельное электрическое сопротивление) и газовоздушной смеси (суммарное содержание горючих газов и их компонентный состав). Экспресс-анализ проб жидкости и газовоздушной смеси выполняют на скважине с помощью станции ГТИ; детальный анализ флюидов проводят в стационарных условиях;

- результаты обработки файлов с записью диаграмм давления ГДК и ОПК и расчета для трех фиксированных перепадов давлений значений пластовых давлений и коэффициентов проницаемости (подвижности), а для многоцикловых измерений - значений этих величин еще и для каждого цикла;

- профили пластового давления, притоков и проницаемости пород для исследованного интервала.

10.1.6 Интерпретация результатов обработки диаграмм давления заключается в обобщении данных о пластовых давлениях, скоростях притока и проницаемости (подвижности) для каждой точки исследований и для исследованного интервала в целом:

- для режима ОПК рассчитанные значения давления, скорости притока и проницаемости принимают за окончательные;

- для режима ГДК анализируют результаты обработки в точках, где они выполнены в многоцикловом режиме. Сначала проводят сопоставление значений давлений, соответствующих конечным участкам стабилизации на кривых восстановления давления. Если эти значения не изменяются от цикла к циклу, то пластовое давление равно рассчитанному; если изменяются, - то в качестве пластового давления принимают рассчитанное давление с уверенной стабилизацией участка восстановления давления.

10.1.6.1 Одновременно в точках, в которых выполнены исследования в многоцикловом режиме, сопоставляют значения скоростей притоков в разных циклах и прослеживают тенденцию их изменения. В нефтенасыщенных пластах при наличии зоны проникновения первые циклы испытания будут соответствовать поступлению фильтрата, а последующие - смеси фильтрата с нефтью. За счет большей вязкости нефти, по сравнению с вязкостью фильтрата, значения скоростей притоков на последних циклах должны уменьшаться. В газонасыщенных пластах с зоной проникновения будет наблюдаться обратная картина за счет меньшей вязкости пластового газа. В водоносных пластах из-за близости значений вязкости фильтрата и пластовой воды значения скоростей притоков от цикла к циклу не изменяются.

10.1.6.2 Проницаемость пород на любой депрессии при прочих равных условиях является функцией вязкости поступающего из пласта флюида. Наиболее полно фильтрации однофазной жидкости удовлетворяет значение проницаемости, соответствующее притоку фильтрата при наименьшей депрессии на втором-третьем циклах. Данное значение принимают за проницаемость исследованной точки. Для одноцикловых измерений за окончательные значения проницаемости принимают те, которые рассчитаны при заполнении третьей камеры прибора.

10.1.7 Результаты испытаний оформляют актом, составной частью которого является набор таблиц (приложение Л). Таблица результатов экспресс-анализа проб включается в акт, если анализ проб проведен на скважине.

10.1.8 Результаты обработки и интерпретации данных гидродинамических исследований пластов и отбора проб флюида представляют в виде заключения, которое включает итоговую таблицу и, по согласованию с недропользователем, графический планшет.

В итоговой таблице приводят информацию об интервалах залегания исследованных объектов, глубинах точек опробования, значениях гидростатического и пластового давлений в них, данные о дебитах и проницаемости, характере насыщенности по диаграммам давления и результатам детальных анализов проб, выполненных в стационарных условиях, результаты определения положений межфлюидных контактов.

На графическом планшете данные обработки и интерпретации приводят в сочетании с наиболее информативными по характеру насыщенности и фильтрационным свойствам кривыми ГИС (приложение М). При наличии данных испытаний с помощью ИПТ или в процессе пробной эксплуатации их также помещают на планшете.

10.2 Технология отбора образцов пород сверлящими керноотборниками

10.2.1 Отбор образцов пород сверлящими керноотборниками (СКО) выполняют при низком выносе керна колонковыми долотами для получения данных о литолого-петрофизических, физических и коллекторских свойствах пород. Для решения задачи производят отбор 2-5 образцов пород на 1 м толщины коллектора, а также по 2-3 образца из выше- и нижезалегающих вмещающих пород.

Отбор образцов пород проводят также с целью устранения неоднозначной геологической интерпретации материалов обязательного комплекса ГИС. Для этого из каждого пласта с неоднозначными результатами интерпретации отбирают 2-3 образца для экспресс-определений литологического состава пород, их остаточной нефтенасыщенности, коллекторских свойств и структуры порового пространства.

10.2.1.1 Благоприятные условия отбора образцов достигаются в вертикальных и слабонаклонных (не более 40°) скважинах глубиной до 5000 м и диаметром 190-216 мм, заполненных промывочной жидкостью с вязкостью не более 60 с и водоотдачей не более 12 /30 мин.

10.2.1.2 Отбор образцов не ведут в сильнонаклонных и горизонтальных скважинах, на высоковязких промывочных жидкостях (с вязкостью более 80 с), при наличии на стенках скважины глинистых и шламовых корок толщиной более 20 мм, в кавернах.

10.2.2 Отбор образцов производят после выполнения обязательного комплекса ГИС, по данным которого устанавливают интервалы и количество отбираемых образцов.

10.2.3 Подготовка приборов СКО в стационарных условиях заключается, помимо требований раздела 6, в полной ревизии приборов (см. подраздел 23.2) и выборе буровых коронок, соответствующих механическим и абразивным свойствам пород, из которых намечен отбор образцов.

10.2.3.1 Выбор буровых коронок осуществляют следующим образом:

- твердосплавные коронки ТСК35/22 применяют для бурения малоабразивных пород низкой и средней твердости (мягкие известняки, глинистые сланцы, песчаники с глинистым цементом, мергели, алевролиты и др.);

- коронки ССК35/22 применяют для бурения пород средней твердости и твердых, абразивных (известняки твердые, полимиктовые песчаники, доломиты);

- алмазные коронки АСК35/22 применяют для бурения твердых и крепких высокоабразивных горных пород (песчаники кварцевые мелкозернистые плотные, известняки окремнелые, доломиты и др.).

10.2.4 Отбор образцов горных пород из стенок скважин проводят в следующей последовательности:

10.2.4.1 Проводят промывку скважины для снятия глинистых и шламовых корок, образующихся против коллекторов.

10.2.4.2 Выполняют операции по привязке намеченных точек отбора образцов к глубинам скважины, для чего:

- записывают привязочную кривую (ПС, ГК, БК и др.), дифференцирующую разрез, в том масштабе, что и ранее зарегистрированная кривая, на которой отмечены глубины отбора образцов пород;

- на геофизический кабель наносят надежно видимую контрольную метку, соответствующую глубине спуска прибора в заданный интервал;

- сопоставляют конфигурацию привязочной кривой с ранее зарегистрированной кривой, с которой переносят положения отметок глубин, на которых намечен отбор образцов;

- определяют разность между длиной измерительного зонда привязочной кривой (от кабельного наконечника до точки записи) и длиной керноотборника (от кабельного наконечника до бура);

- с учетом полученной разности длин наносят на привязочную кривую контрольную линию, соответствующую местоположению керноотборника на глубине контрольной метки, установленной на кабеле;

- отсчитывают по привязочной кривой в масштабе глубин расстояния от линии контрольной метки до намеченных точек глубин отбора и навязывают на кабеле метки, которые будут соответствовать точкам отбора образцов;

- при записи контрольной кривой масса скважинного прибора должна быть близкой к массе керноотборника; метки выставляют при подъеме прибора.

10.2.4.3 Подготавливают скважинный прибор и наземные панели к работе:

- проверяют правильность подсоединения жил кабеля к силовой и измерительной линиям и работоспособность керноотборника на поверхности;

- проводят регулировку штока гидроаккумулятора энергии соответственно глубине отбора образцов и гидростатическому давлению в исследуемом интервале;

- устанавливают выбранную буровую коронку.

10.2.4.4 Прибор опускают в скважину со скоростью не более 5000 м/ч.

10.2.4.5 Отбор образцов производят по схеме снизу-вверх.

Если за одну спускоподъемную операцию необходимо отобрать образцы с разными прочностными и абразивными свойствами, то сначала отбирают песчаники, а затем образцы карбонатных пород. Рыхлые песчаники отбирают по одному образцу за спуск во избежание их разрушения.

Эффективность отбора образцов существенно зависит от толщины глинистой корки, образующейся против коллекторов. Глинистая корка уменьшает длину отбираемых образцов, увеличивает длительность отбора, резко снижает производительность операций и качество отобранных образцов. Если толщина глинистой корки превысит 1 см, требуется повторная проработка скважины.

10.2.4.6 После отбора образцов производят подъем керноотборника на поверхность, извлекают образцы из приемной кассеты и раскладывают их в индивидуальные упаковки, проводят описание, упаковку и транспортировку образцов для исследований в стационарных условиях.

10.2.5 Результаты скважинных работ оформляют актом, форма которого представлена в приложении Н.

11 Технологии геофизических исследований сильно пологих и горизонтальных скважин

11.1 Общие положения

11.1.1 Горизонтальными принято называть скважины, ствол или часть ствола которых имеют углы наклона в вертикальной плоскости (зенитные углы) от 56° наклоннопадающих участках и до 110° на инверсионных.

Горизонтальные скважины (ГС) делятся на собственно горизонтальные скважины, когда наклонный и горизонтальный участки являются продолжением обычных вертикальных скважин, и боковые горизонтальные стволы, бурение которых ведут из стволов ранее пробуренных скважин.

По радиусу кривизны участка набора зенитного угла ГС подразделяются на скважины большого, среднего и малого радиусов кривизны (таблица 4).

По конфигурации профиля ГС делятся на трехинтервальные, которые включают вертикальный участок, участок набора зенитного угла, горизонтальный участок, и пятиинтервальные, состоящие из участков вертикального бурения, набора зенитного угла (угол меньше, чем у трехинтервальных скважин), прямолинейного наклонного, еще одного участка набора зенитного угла и горизонтального.

11.1.2 Технологии и комплексы геофизических исследований горизонтальных скважин определяются несколькими обстоятельствами, присущими только этим скважинам:

Таблица 4 - Характеристики и назначение горизонтальных скважин

Горизонтальные скважины	Участок набора кривизны		Диаметр скважины, мм	Протяженность горизонтальной части ствола, м	Назначение скважин
	Радиус кривизны, м	Интенсивность искривления, градус/10 м
Большого радиуса кривизны	300 и более	1-1,5	195-220	600-2500	Добыча углеводородов в зонах шельфа, с морских платформ, в экологически закрытых и труднодоступных районах
Среднего радиуса кривизны	50-290	2,5-4	120-220	450-2500	Повышение нефтеотдачи, интенсификация добычи, вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов
Малого радиуса кривизны	6-40	5-10	120-150	90-300	Бурятся из обсаженных скважин старого фонда для вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов

- специфическими технологиями доставки геофизических приборов в горизонтальные участки скважин;

- проведением исследований сборками скважинных приборов (модулей);

- малым диаметром скважинных приборов, обусловленным спуском их через бурильный инструмент;

- необходимостью обеспечения изгиба сборок на участках набора зенитного угла;

- решением навигационных задач проводки скважин на сильно наклонных и горизонтальных участках непосредственно в процессе их бурения;

- решением задач оценки коллекторских свойств и насыщения пород, когда глубинность исследований может превышать толщину пласта на горизонтальных участках.

11.2 Технологии доставки приборов к забою скважин

11.2.1 По способу доставки геофизических приборов (сборок) на забой ГС применяют следующие технологии:

- потоком промывочной жидкости внутри бурильного инструмента;

- в специальном контейнере, размещенном в последней трубе бурильного инструмента или НКТ;

- посредством движителя на геофизическом кабеле;

- с помощью специального жесткого геофизического кабеля;

- с помощью колонны специальных труб, содержащих внутри кабельный канал связи.

11.2.1.1 В первом способе стандартные приборы ГИС (обычно сборки модулей радиоактивного каротажа и инклинометрии) опускают на геофизическом кабеле через лубрикатор внутрь бурильной колонны, спущенной на забой скважины, предварительно смонтировав на устье лубрикатор. Под действием собственной массы сборка опускается до участка, зенитные углы наклона которого достигают 50-60°. Затем герметизируют лубрикатор сальниковым устройством и осуществляют дальнейшее продвижение сборки к забою потоком промывочной жидкости. Геофизические измерения проводят внутри бурильных труб.

Полученные данные используют для контроля траектории скважины в процессе бурения и привязки ствола скважины к проектному разрезу. Измерения выполняют сразу после окончания "долбления", но чаще всего для получения полноценных данных инклинометрии в скважину опускают инструмент с немагнитными легкосплавными бурильными трубами.

11.2.1.2 Доставку стандартных геофизических приборов (сборки приборов), размещенных в специальном защитном контейнере с отверстиями, производят, закрепив контейнер на последней трубе бурильного инструмента или НКТ - технология "Горизонталь-1". Для разных методов исследований корпус контейнера может быть выполнен из различных материалов: для радиоактивных методов - из стали или легких бурильных труб (ЛБТ), для инклинометрических измерений - из стеклопластиковых труб или ЛБТ, для электрических - из непроводящего материала на основе стекловолокна или полиэтилена высокого давления.

Бурильный инструмент с закрепленным контейнером опускают в скважину на глубину, на которой зенитный угол достигает 50-60°. Затем внутрь инструмента опускают на кабеле скважинные приборы (инклинометрии, ГК, НК, ИК, БК, КС, ПС) до их посадки на нижнюю заглушку контейнера. На верхнюю бурильную трубу навинчивают специальный переводник с пазом, в который укладывают геофизический кабель. Кабель закрепляют на переводнике специальным зажимом, после чего на переводник навинчивают очередную бурильную трубу. При этом геофизический кабель выше переводника остается снаружи трубы, где его закрепляют специальными защитными кольцами для предотвращения повреждений. Все дальнейшие перемещения контейнера в скважине производят при синхронной работе буровой бригады и машиниста каротажного подъемника.

11.2.1.3 Спуск сборки стандартных геофизических приборов в скважину на геофизическом кабеле осуществляют также посредством массового "движителя", для чего непосредственно над сборкой на кабель нанизывают и закрепляют полиэтиленовые трубки, длина которых равна длине сильно наклонного и горизонтального участков, а сверху трубок закрепляют "движитель" расчетной массы - несколько УБТ или НКТ - технология "Горизонталь-4". Другим "движителем" является гидравлический (механический) "движитель" "Well Tractor". Под действием "движителя" сборка приборов проталкивается на горизонтальный участок скважины.

Модернизацией описанной технологии является технология "Горизонталь-5", в которой для снижения массы "движителя" используют специальные жесткие толкатели, одновременно выполняющие роль поплавков.

11.2.1.4 Технология доставки скважинных приборов на забой горизонтальных скважин с помощью специального жесткого геофизического кабеля рассчитана на применение сборок стандартных приборов. Ее применяют в наклонных и горизонтальных скважинах с длиной горизонтальной части до 300 м. При большей длине горизонтального участка спуск приборов ведут через бурильные трубы, не дошедшие до забоя на 100-300 м; затем трубы приподнимают на очередные 50-100 м и повторяют исследования и т.д.

Данную технологию рекомендуется использовать для проведения ГИС в боковых горизонтальных стволах.

11.2.1.5 Технология доставки скважинных приборов с усиленными по прочности кожухами с помощью колонны специальных труб, аналогичных бурильным трубам, применяемым при электробурении, и содержащим внутри кабельный канал связи.

11.2.2 Горизонтальные скважины исследуют также автономными скважинными приборами без применения геофизического кабеля. Автономные приборы в вибро- и ударопрочном исполнении размещают в теле одной или нескольких бурильных труб, закрепленных в нижней части бурильного инструмента (технологии АМК "Горизонт", АМК ВИК ПБ), или внутри инструмента, выталкивая их из инструмента на время проведения исследований (технология АМАК "Обь").

11.2.2.1 Технология аппаратурно-методического комплекса "Горизонт" обеспечивает исследования горизонтальных скважин сборкой автономных скважинных приборов (модулей), спускаемых в составе бурильной колонны. Комплекс позволяет одновременно измерять и регистрировать на автономные носители данные зондов ГК, НГК, КС (три симметричных четырехэлектродных градиент-зонда , и ), ПС и инклинометрии.

Модули комплекса "Горизонт", помимо стандартных требований к геофизическим приборам, удовлетворяют также требованиям, предъявляемым к бурильным трубам, и имеют ряд специфичных особенностей:

- скважинные приборы выдерживают осевую нагрузку до 15-20 т и значительные изгибающие нагрузки;

- обеспечивают промывку скважины с расходом промывочной жидкости до 40 л/с;

- для привязки информации по глубине скважины используется глубиномер, измеряющий перемещения бурильной колонны;

- питание скважинных приборов включается в заданный момент времени после спуска приборов в интервал исследований;

- в аварийных ситуациях обеспечивается извлечение из скважины источника нейтронов, установленного в верхней части скважинного прибора, с помощью овершота, спускаемого на геофизическом кабеле внутри бурильной колонны.

Измерительные зонды геофизических модулей комплекса "Горизонт" отличаются от зондов приборов, опускаемых на кабеле, длиной зондов, диаметрами преобразователей, зазорами между преобразователями и стенками скважины. Для них разработаны свои средства метрологического и методического обеспечения (основные зависимости между измеряемыми кажущимися и расчетными подлинными значениями геофизических параметров, учет влияния условий измерений и вмещающих пород). Первичную и периодические калибровки зондов выполняют в стационарных условиях с помощью специальных средств согласно требованиям эксплуатационной документации.

11.2.2.2 Аппаратурно-методический автономный комплекс АМАК "Обь" обеспечивает доставку на забой скважины сборки автономных приборов (модулей) ПС, ГК, НК, БК и ИК, которые оснащены индивидуальными источниками автономного питания (аккумуляторами) с преобразователями напряжения, блоками управления и регистрации информации. Модули содержат измерительные зонды, аналогичные зондам приборов, спускаемых на геофизическом кабеле. К ним применимы те же требования метрологического и методического обеспечения. Технологический модуль сборки содержит датчики давления и температуры.

Сборку модулей, соединенных последовательно, устанавливают внутри бурильных труб и фиксируют в своей верхней части специальным замковым соединением. В верхней части сборки установлен сферический поршень, предназначенный для выталкивания сборки из бурильных труб с помощью штока обратного хода.

После спуска колонны труб на забой включают циркуляцию промывочной жидкости, в результате чего за счет перепада давления сборка приборов освобождается из замка и с помощью сферического поршня и штока обратного хода выталкивается из труб. В этот момент датчик давления включает питание скважинных приборов. Геофизические данные измеряются и регистрируются в автономных блоках памяти каждого модуля в процессе подъема колонны бурильных труб. Одновременно на поверхности земли измеряют с помощью специального глубиномера и регистрируют в памяти компьютера все перемещения колонны и скважинных приборов в функции времени. После подъема на поверхность информацию с приборов переписывают в компьютер, редактируют, совмещают с информацией от глубиномера и выводят в виде кривых.

11.3 Комплексы исследований

11.3.1 Комплекс ГИС, предусмотренный "Правилами геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах". М.: Минтопэнерго РФ и МПР РФ, 1999, для скважин с горизонтальным окончанием ствола, содержит ГТИ, ПС (градиент ПС), БК, ИК или ВИКИЗ, ГК, НК, резистивиметрию и инклинометрию. В дополнительные исследования включены АК, ГГК-П (или ГГК-ЛП), спектральный ГК, ЯМК. В горизонтальных скважинах возможно также проведение специальных исследований со сменой условий геофизических работ (минерализации или плотности промывочной жидкости и т.п.).

В вертикальных и слабонаклонных (до 56°) участках ствола горизонтальных скважин выполняют комплекс ГИС, предусмотренный для необсаженных вертикальных скважин (см. раздел 7). При проведении исследований горизонтальных участков приборами, размещенными в бурильных трубах или в защитном контейнере, вертикальные участки исследуют дважды: без контейнера и с контейнером с целью количественных определений влияния труб и защитного контейнера на результаты измерений.

11.3.2 Этапы и интервалы исследований определяются технологией бурения и априорной информацией, имеющейся по разбуренным интервалам:

- бурение скважины ведут при непрерывном контроле положения забоя с использованием инклинометра, размещенного в компоновке бурильного инструмента. В других случаях объем исследований расширен за счет измерительных зондов ГК и БК. Передачу данных осуществляют с помощью кабельных телеметрических систем с сухим или влажным соединением разъемов или бескабельных забойных систем с гидравлическим или электромагнитным каналом связи. Измерения и регистрацию данных выполняют службы бурения и ГТИ;

- для привязки положения текущего забоя к геологическому разрезу на наклонных участках через каждые 50-70 м проходки проводят привязочный каротаж (ГК, БК, ПС); последний привязочный каротаж выполняют за 30-40 м до вскрытия бурением продуктивного пласта. В технологии "Горизонт" информацию, необходимую для проводки скважин, получают с помощью автономных приборов, размещенных в компоновке бурильного инструмента, непосредственно в процессе бурения;

- обязательный комплекс исследований в полном объеме (п. 11.3.1) и контрольный инклинометрический замер проводят по достижению проектного забоя с целью детального изучения строения вскрытого объекта.

11.3.3 Технологическая схема проведения геофизических исследований горизонтальных участков, включающая первичные, периодические и полевые калибровки приборов, проведение основных, повторных и контрольных (на вертикальном участке) измерений, представление сведений об объекте исследований, условиях проведения измерений, конструкциях и размерах измерительных зондов, соответствует разделу 6.

11.4 Требования к интерпретации и оформлению данных

11.4.1 Основной целью геофизических исследований горизонтальных участков является решение традиционных геологических задач (с учетом имеющейся информации по пилотным вертикальным скважинам):

- литологическое расчленение продуктивного пласта на горизонтальном участке;

- определение фильтрационно-емкостных свойств и насыщенности коллектора;

- определение траектории горизонтального участка, привязанной по глубине к геологическим реперам.

11.4.2 Определяющим фактором, обеспечивающим достоверность интерпретации результатов исследований горизонтальных участков, является создание и применение интерпретационной модели пласта-коллектора, учитывающей физические процессы, происходящие в гидродинамической системе "горизонтальный ствол-пласт". Модель должна учитывать то обстоятельство, что материалы ГИС не несут прямой информации о положении кровли и подошвы коллектора и литологическом строении выше- и нижезалегающих пород, а следовательно, исключается интерпретация данных по традиционной схеме.

11.4.3 Оперативное заключение по результатам обработки и интерпретации геофизических данных должно содержать информацию:

- о вертикальной проекции ствола скважины в азимутальной плоскости; горизонтальный участок скважины должен быть показан на фоне положения в разрезе продуктивного пласта, построенного по результатам бурения соседних вертикальных, наклонно направленных и пилотных скважин;

- о толщине пласта с отметками абсолютных глубин его кровли и подошвы;

- о проницаемых и уплотненных прослоях, встреченных на горизонтальном участке, их коллекторских свойствах и насыщенности;

- об эксплуатационной технологичности профиля ствола скважины, наличии резких перегибов ствола в вертикальной плоскости, вероятности образования в процессе эксплуатации газовых и водяных слоев и пробок;

- об интервалах, рекомендуемых для перфорации.

11.4.4 Требования к оформлению материалов оговариваются соглашением между недропользователем и производителем работ.

12 Технологии исследований скважин, находящихся в эксплуатации

12.1 Общие положения

12.1.1 Технологии геофизических исследований действующих скважин (ПГИ, ГИС-контроль, ГДИС) обеспечивают решение трех групп задач, которые по мере их усложнения составляют иерархический перечень:

- выбор оптимального режима работы скважины и ее технологического оборудования (технологический контроль);

- определение эксплуатационных характеристик вскрытого пласта (эксплуатационный контроль);

- исследование процесса вытеснения нефти и газа в пласте и оценка эффективности применяемых методов повышения нефтеотдачи (геолого-промысловый контроль).

Объектами исследований соответственно решаемым задачам являются: скважины, находящиеся в эксплуатации; эксплуатируемый пласт (пласты) в исследуемой скважине; разрабатываемая залежь. Выбор объекта определяет комплекс исследований, технологию проведения измерений, способы обработки и интерпретации полученных данных.

12.1.2 Для выбора оптимального режима работы скважины и ее технологического оборудования необходимы:

- определение в стволе скважины статических и динамических уровней раздела фаз - газожидкостного и водонефтяного контактов;

- оценка состава и структуры многофазного потока в стволе скважины;

- количественное определение суммарных фазовых расходов скважины, включая оценку выноса механических примесей;

- определение интегральных гидродинамических параметров объекта эксплуатации по замерам на устье;

- контроль работы технологического оборудования (срабатывание пусковых муфт, клапанов и пр.).

12.1.3 Исследования по определению эксплуатационных характеристик вскрытого пласта, в том числе на этапах его освоения и интенсификации, предусматривают:

- выделение работающих толщин пласта, в том числе интервалов притоков и поглощений:

- определение профиля притока в эксплуатационных скважинах и профиля приемистости в нагнетательных, оценку интервальных расходов;

- определение состава притоков из отдающих интервалов;

- количественную оценку интервальных дебитов по фазам и компонентам продукции (газ, жидкость, нефть, вода);

- определение гидродинамических параметров пластов - пластовых давлений и температуры, коэффициентов продуктивности и гидропроводности.

12.1.4 Исследования процессов вытеснения нефти и газа в пласте с целью контроля выработки запасов и оценки эффективности применения методов повышения нефтеотдачи включают:

- детальное расчленение разреза с выделением продуктивных пластов, определением их эффективных толщин, неоднородности, коэффициентов пористости, проницаемости поданным геофизических исследований необсаженных скважин;

- определение начальных и текущих коэффициентов нефтегазонасыщенности пластов, положений водонефтяного и газожидкостных контактов;

- определение остаточных коэффициентов нефте- и газонасыщенности;

- определение контуров нефтегазоносности и текущих параметров охвата пласта выработкой и заводнением по результатам сводной интерпретации данных, выполненной по всем скважинам месторождения или отдельных его участков.

12.2 Комплексы исследований

12.2.1 Комплекс исследований для выбора оптимального режима работы скважины и определения эксплуатационных характеристик пластов составляют токовая и индукционная резистивиметрия, влагометрия, плотнометрия, термометрия, расходометрия, барометрия, акустическая шумометрия. Привязку полученных данных к глубинам и муфтам эксплуатационной обсадной колонны и НКТ выполняют по материалам ГК и локатора муфт и отверстий (ЛМ).

Для изучения процессов вытеснения нефти и газа в пласте выполняют нейтронный (НК) или спектрометрический нейтронный (НК-С) каротажи, импульсный нейтронный каротаж в интегральной (ИННК, ИНГК) и спектрометрической модификациях (С/О), ГК (на месторождениях с установленными радиационными эффектами), АК, а также ИК, ДК, если скважины обсажены неметаллическими обсадными трубами.

12.2.2 Условия проведения ПГИ определяются геологическими особенностями залежи, назначением и технологией эксплуатации скважины, ее конструкцией, техническим состоянием, физическими свойствами флюидов в стволе скважины, состоянием и поведением пластов, вскрытых скважиной. По скорости движения флюидов в стволе скважины и, соответственно, скорости изменения геофизических параметров во времени различают стационарные, нестационарные и квазистационарные условия.

12.2.2.1 Стационарные условия характеризуются отсутствием зависимости измеряемых параметров от времени. Стационарные условия исследований характерны для длительно простаивающих скважин.

12.2.2.2 Нестационарные условия характеризуются существенной зависимостью параметров во времени. Они наблюдаются при резких изменениях режимов работы скважины - ее пуске, остановке, изменении депрессии на пласт.

12.2.2.3 Условия называют квазистационарными, если изменение параметров происходит настолько медленно, что ими можно пренебречь. Квазистационарными считаются условия в скважине, длительное время работающей со стабильным расходом. Длительность работы может меняться от нескольких часов до нескольких суток в зависимости от производительности скважины и депрессии на пласт. Квазистационарными являются также условия в интервалах стабильных межпластовых перетоков простаивающих скважин.

12.2.3 Общие процедуры, присущие технологиям ПГИ, включают действия, предусмотренные разделом 6, и дополнительные действия, которые сопровождают только технологии исследований в действующих скважинах.

Дополнительные требования ПГИ обусловлены необходимостью получения данных разновременных измерений для их последующего сравнительного анализа и выявления на этой основе каких-либо характеристик флюидов в стволе скважины, продуктивных пластов и эксплуатируемых залежей. Они содержат также требования, связанные с контролем качества первичных данных. Суммарно они включают:

- получение начальных (фоновых) геофизических характеристик изучаемого объекта - естественной гамма-активности, нейтронных параметров, упругих свойств, естественного температурного поля, - а также сведений о состоянии обсадной колонны и цементного камня, об эффективных толщинах, коэффициентах пористости, проницаемости и нефтенасыщенности пород, характеризующих объект до начала эксплуатации скважины (залежи);

- регистрацию при каждом исследовании положений муфт обсадной колонны, ГК или НК для привязки данных измерений;

- определение текущего состояния многолетнемерзлых пород и конструкции скважины в интервале их залегания;

- выполнение исследований в интервале, превышающем по протяженности изучаемый объект, с целью получения данных против опорных пластов и в интервалах глубин с невозмущенными характеристиками;

- выполнение повторного измерения по всему интервалу основной записи при условии постоянного режима работы скважины;

- проведение исследований с применением лубрикаторов в газовых скважинах, а также в нефтяных, в которых ожидается избыточное давление на устье;

- в газовых скважинах с высоким давлением на устье для спуска приборов применение специальных грузов; длина скважинного прибора с грузами должна быть меньше длины лубрикатора не менее чем на 1 м.

12.2.4 В зависимости от проведения в скважине перед началом или в процессе исследований каких-либо технологических операций технологии ПГИ подразделяют на стандартные и активные. К первым относят исследования, выполняемые при определенных, но статических условиях в скважине. Суть активных технологий состоит в проведении измерений в процессе различных воздействий на пласт или скважину в целом: химических, термических, гидродинамических, закачек меченых веществ и т.п.

12.3 Стандартные технологии исследований

12.3.1 Стандартные исследования проводят согласно типовым схемам, согласованным между недропользователем и производителем работ. Перечень операций, выполняемых в каждой технологии, определяется назначением скважины, способом и режимом ее эксплуатации и решаемыми задачами.

12.3.2 В длительно простаивающих скважинах (неработающих, наблюдательных, контрольных, пьезометрических) выполняют измерения, данные которых сопоставляют с данными фоновых замеров с целью выявления локальных аномалий, связанных с выработкой продуктивных пластов и нарушениями технического состояния обсадной колоны и цементного камня. Комплексы исследований определяются решаемыми задачами.

12.3.2.1 Данная технология предусматривает выполнение замеров одиночными методами ГИС с периодичностью от нескольких недель до нескольких месяцев.

12.3.2.2 В наблюдательных скважинах ПХГ время проведения замеров привязывают к циклам эксплуатации (закачка, отбор, нейтральные периоды).

12.3.3 В действующих скважинах проводят весь комплекс измерений технологического, эксплуатационного и геолого-промыслового контроля. При этом, как правило, выполняют одноразовые геолого-промысловые исследования (НК, ИНК, ГК, АК, ИК, ДК) и многократные ПГИ (резистивиметрию, влагометрию, термометрию, расходометрию, барометрию, акустическую шумометрию) при смене условий в скважине.

12.3.3.1 В скважинах, работающих со стабильным расходом (нагнетательных, фонтанных, добывающих), а также находящихся в освоении и работающих в режиме фонтанирования, последовательно проводят:

- измерения в технологическом режиме эксплуатации;

- серию измерений на установившихся режимах, отличающихся депрессиями на пласты;

- серию разновременных измерений непосредственно после прекращения эксплуатации;

- регистрацию на фиксированной глубине во времени кривых восстановления давления и температуры после прекращения эксплуатации;

- серию разновременных измерений непосредственно после пуска или изменения дебита скважины;

- регистрацию на фиксированной глубине во времени кривых стабилизации давления и температуры после пуска или изменения дебита скважины.

12.3.3.2 В скважинах ПХГ, работающих со стабильным расходом в циклическом режиме, перечисленные технологии исследований привязывают к конкретным циклам эксплуатации хранилища (закачка, отбор). При стабильной эксплуатации (в периоды закачки или отбора) исследования проводят согласно требованиям пп. 12.3.3.1.

12.3.3.3 В скважинах, работающих с нестабильным расходом (в процессе компрессирования, свабирования, в режиме накопления и др.), а также в осваиваемых низкодебитных скважинах, характеризующихся нестационарными условиями исследований, используют следующие элементы технологии:

- регистрацию серии разновременных диаграмм по глубине в процессе изменения режима работы скважины (или ее возбуждения), а также на последующем этапе затухания притока;

- регистрацию на фиксированной глубине кривых изменения во времени давления и температуры при пуске или изменении режима работы скважины, в том числе - кривых изменения давления на забое скважины при подъеме уровня жидкости в стволе;

- регистрацию кривых изменения во времени давления на устье скважины (на буфере, в межтрубье) и на забое;

- фиксацию текущего местоположения фазовых уровней (уровней жидкости и раздела "вода-нефть") эхолотом или путем регистрации непрерывных диаграмм методами оценки состава флюидов в интервале перемещения уровней.

12.3.3.4. В скважинах, работающих в нестационарном режиме с нестабильным расходом (компрессируемых, свабируемых, работающих в режиме накопления и пр.), комплекс измерений технологического и эксплуатационного контролей повторяют:

- в технологическом режиме эксплуатации и в остановленной скважине (при простое скважины после остановки в течение 5-10 ч и более) с одновременной фиксацией на устье параметров технологического режима скважины (температуры, давления, дебитов газа, нефти, воды);

- во времени на нескольких установившихся режимах нагнетания (отбора), отличающихся депрессиями на пласты (после стабилизации параметров на каждом режиме в течение 5-10 ч и более) с одновременной фиксацией на устье параметров технологического режима (температуры, давления, дебитов флюидов);

- в простаивающей после эксплуатации скважине (через 0,5-2; 3-5; 7-10; 15-24 ч после прекращения эксплуатации);

- давления и температуры на фиксированной глубине в простаивающей после эксплуатации скважине (в период от 5-10 до 24 ч и более в зависимости от интенсивности предшествующей работы и фильтрационных характеристик пласта);

- непосредственно после пуска или изменения дебита скважины - через 0,5; 1; 2; 3; 5 ч;

- изменения во времени давления и температуры на фиксированной глубине после пуска или изменения режима работы скважины (в период от 1-2 до 5-10 ч после изменения в зависимости от дебита скважины).

12.3.3.5 В малодебитных скважинах, работающих в режиме пульсирующего газожидкостного потока с пробковой или кольцевой структурами, дополнительно проводят регистрацию временных флуктуаций давления и показаний других методов изучения "притока-состава". Продолжительность цикла регистрации флуктуаций составляет 10-20 мин. Флуктуационные измерения проводят в обособленных интервалах конструкции скважины (в НКТ, в колонне выше продуктивной толщи, между основными совместно эксплуатируемыми объектами, в зумпфе при подозрении на его негерметичность) в перерывах между измерениями этих параметров в динамическом режиме.

12.4 Активные технологии исследований

Активные технологии применяют в скважинах, находящихся в эксплуатации, когда стандартные технологии ПГИ оказываются неэффективными. Их выполняют по индивидуальным программам, согласованным между недропользователем и производителем работ. Технология выполнения заключается в проведении геофизических измерений в процессе активных воздействий на пласты, к которым относят:

- химические воздействия - обработки пород соляной, плавиковой и другими кислотами;

- термические - прогрев пласта либо закачка в пласт воды с другой температурой;

- гидродинамические - снижение и повышение уровня флюидов в скважине (методика переменных давлений);

- закачку в исследуемые пласты меченых веществ, которые представляют собой жидкости, обогащенные искусственными радиоактивными изотопами либо содержащие вещества с аномальными свойствами поглощения нейтронов;

- наведение искусственной гамма-активности пород.

Последовательность операций в активных технологиях включает проведение серии измерений: фоновых - до начала воздействия; в процессе воздействия; непосредственно после воздействия и в ходе расформирования эффектов, вызванных воздействием.

12.5 Технологии решения отдельных задач

Применение стандартных и активных технологий и рекомендуемых комплексов ПГИ должно обеспечить получение следующих результатов:

12.5.1 Выбор оптимального режима эксплуатации скважины при решении задач технологического контроля (п. 12.2.1). Исходными параметрами для этого являются:

- общий дебит скважины и дебиты отдельных флюидов - газа, нефти и воды;

- обводненность продукции;

- работающие интервалы - отдельно по каждому флюиду;

- профили притоков или приемистости;

- положения уровней раздела флюидов в стволе скважины;

- критерии режима работы скважины - устьевые и забойные давления и температуры, коэффициенты гидравлических потерь в стволе скважины.

12.5.2 Информацию о работающих интервалах и их характеристиках при решении задач эксплуатационного контроля, включая контроль за интенсификацией добычи.

Исходными параметрами являются:

- интервалы притоков (отдельно по каждому флюиду);

- параметры работы фильтра;

- относительные интервальные расходы (профили притоков или приемистости);

- пластовое давление;

- величина депрессии (репрессии);

- гидро- и пьезопроводность, текущий коэффициент проницаемости;

- характеристики радиальной неоднородности (скин-фактор и степень вскрытия);

- плотности флюидов в стволе скважины и объемные доли каждого флюида по стволу скважины.

12.5.2.1 Методы оценки состава флюида, заполняющего ствол скважины, - косвенные. Необходимыми условиями для придания их результатам статуса количественных определений являются доказательства отсутствия затрубной циркуляции и однородная структура потока флюидов в стволе скважины - будь это водонефтяная эмульсия или дисперсный газожидкостный поток.

Результаты измерений методами, использующими проточный тип датчика (влагометрия, плотнометрия) в условиях многофазных потоков, должны рассматриваться как индикаторные даже при наличии метрологического обеспечения.

12.5.2.2 Для определения гидродинамических параметров эксплуатируемых объектов проводят профильную или точечную измерения баро- и расходометрию на нескольких (3-5) режимах работы скважины, разновременные измерения профилей геофизических параметров при смене режимов работы скважины, регистрацию кривых восстановления и стабилизации давлений и температур, а также кривую восстановления давления на забое скважины. В ходе регистрации последней кривой контролируют изменение уровней жидкости в НКТ и межтрубном пространстве (между НКТ и обсадной трубой) методами оценки состава или с помощью устьевых эхолотов.

12.5.3 Основой технологии контроля процессов интенсификации притоков являются измерения фоновые и после воздействия на пласты.

12.5.3.1 Выбор объектов интенсификации осуществляют по данным методов ПГИ и дополнительно - акустического каротажа. Применение последнего целесообразно при проектировании гидроразрыва пласта.

12.5.3.2 Для контроля за процессами воздействия на пласты применяют:

- при соляно-кислотной обработке - метод искусственных радиоактивных изотопов, временные измерения ИННК с регистрацией содержания хлора в прослоях, подвергнутых обработке;

- при тепловых воздействиях: термометрию и расходометрию при термобарохимическом воздействии; термометрию при воздействии водяным паром; термометрию и нейтронный каротаж при внутрипластовом горении;

- при гидроразрыве пласта - метод искусственных радиоактивных изотопов, термометрию (при различных значениях температуры задавливаемой жидкости и пласта), акустический каротаж;

- при гидродинамическом воздействии - нестационарную барометрию или серию комбинированных замеров барометрии и расходометрии на стационарных режимах;

- при акустическом воздействии - ННК-Т в варианте временных измерений.

12.5.3.3 Оценку эффективности результатов интенсификации выполняют по данным расходометрии и термометрии.

12.5.4 Типовые задачи геолого-промыслового контроля наиболее обширные и сложные. Для проведения сводной интерпретации исходными данными служат результаты интерпретации материалов ГИС в открытом стволе и результаты ПГИ: эффективные нефте-, газонасыщенные и заводненные толщины; глубины отбивки начальных и текущих ГВК, ГНК, ВНК; коэффициенты охвата пластов процессами выработки (обводнения); значения интервальных и пластовых коэффициентов начальной, текущей и остаточной нефте-, газо- и водонасыщенности.

12.6 Технологии решения задач отдельными методами

Возможности отдельных методов геофизических исследований для решения задач ПГИ определяются геологическими характеристиками коллекторов (коэффициенты пористости, проницаемости, глинистости, нефтегазонасыщенности, удельное электрическое сопротивление пластовых и нагнетаемых вод), способом и режимом эксплуатации скважины и залежи, составом добываемых флюидов.

12.6.1 Нейтронный каротаж со стационарными источниками (НГК, НК) применяют для определения положений газожидкостных контактов в неперфорированных и перфорированных интервалах в скважинах, обсаженных трубами из любых материалов.

Во вновь пробуренных скважинах исследования проводят не ранее чем, через 7 суток после цементирования колонны. При исследовании перфорированных пластов уровень жидкости в стволе скважины должен быть ниже статического для обеспечения минимального проникновения жидкости из скважины в пласт. В фонтанирующих скважинах и скважинах, оборудованных штанговыми насосами, измерения проводят малогабаритными приборами через насосно-компрессорные трубы или межтрубное пространство в процессе работы скважины.

Методы НГК, НК являются основными при исследовании газоводяных залежей с относительно невысокими пластовыми давлениями и неконтролируемой минерализацией пластовых вод. Положение ГВК устанавливают:

- по началу увеличения показаний зондов против слабоглинистых коллекторов в условиях отсутствия или небольшой глубины зоны проникновения;

- по превышению показаний большого зонда над малым - методика двухзондового НК;

- сравнением показаний текущего и фонового измерений (методика временных измерений) при обеспечении идентичности их выполнения (конструкция и заполнение ствола скважины, тип аппаратуры и т.п.).

При исследовании газонефтяных залежей используют временные измерения НГК и НК, по результатам которых нефтенасыщенные прослои отмечаются совпадением показаний, а газонасыщенные - их расхождением во времени.

Возможности исследований нефтеводяных залежей ограничены. Наиболее надежно ВНК устанавливают в пластах с высокой пористостью при вытеснении нефти водой с минерализацией более 120 г/л. Модификация спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (НГК-С) более чувствительна к содержанию хлора и обеспечивает более достоверную фиксацию ВНК, чем метод НГК.

12.6.2 Импульсный нейтронный каротаж в интегральной (ИННК, ИНГК) и спектрометрической модификациях (С/О-каротаж) применяют в неперфорированных и перфорированных интервалах. Интервал регистрации должен охватывать продуктивные пласты, опорные пласты с известной насыщенностью и интервалы глинистых перемычек и покрышек. Допускается выполнение измерений в отдельных точках разреза, если непрерывная регистрация не обеспечивает необходимой точности. Общее число измерений в точках должно быть не менее 30, в том числе не менее 10 измерений в опорных водонасыщенных пластах и не менее 3 - в глинах. Для количественной интерпретации данных необходима информация о литологическом составе и пористости пород, установленная по результатам исследований в открытом стволе.

При исследовании газоводяных залежей использование ИНК целесообразно при низкой информативности стационарного НК (обычно при высоких пластовых давлениях) либо при проведении комплексных исследований с решением нескольких задач. В газонефтяных залежах рекомендуется применять ИНК в интегральной модификации в вариантах одиночных измерений, повторных измерений во времени, по методике временных задержек. ИНК является наиболее информативным методом для исследований нефтеводяных залежей. Его спектрометрические модификации более информативны, чем интегральные.

Основное ограничение использования ИНГК, ИННК связано с низкой минерализацией вод - произведение последней на коэффициент пористости должно быть не ниже 8-10 в зависимости от глинистости и разности начального и конечного коэффициентов нефтенасыщенности. Неблагоприятными условиями для определения ВНК являются: низкая (менее 50 г/л) минерализация пластовых вод; пресные обводняющие воды при низкой минерализации остаточной воды; близкое объемное содержание солей в обводняющемся и нефтяном пластах. В пластах с высокоминерализованными пластовыми водами обводнение пресными закачиваемыми водами может быть установлено по данным регулярных измерений ИННК. Необходимым условием является малый интервал времени между повторными измерениями, обеспечивающий определение прохождения осолоненного фронта вод. Во всех случаях рекомендуется использовать С/О-каротаж, позволяющий решать задачи при произвольной минерализации пластовых (нагнетаемых) вод.

12.6.3 Волновой АК имеет потенциальные возможности при определении положений межфлюидных контактов для всех типов залежей. Необходимым условием является установленное сцепление цементного камня с колонной и породами.

12.6.4 Методы электромагнитного каротажа - индукционный и диэлектрический - выполняют в скважинах, обсаженных неметаллической колонной. Решение задачи для газоводяных и нефтеводяных залежей производят так же, как в открытом стволе. При низкой или неизвестной минерализации вод использование диэлектрического каротажа предпочтительнее.

12.6.5 Временные измерения ГК иногда информативны для выделения обводненных пластов в нефтеводяных залежах. Определение основано на радиогеохимическом эффекте (РГЭ) - возрастании естественной радиоактивности, более чем на 10% по сравнению с фоновыми показателями, против обводненной части пласта независимо от минерализации нагнетаемой воды. Эффект не универсален и возможность его использования определяют применительно к району работ.

12.7 Требования к обработке и оформлению материалов

12.7.1 Редактирование первичных данных ПГИ, формирование файла недропользователя, экспресс-обработку данных и выдачу, при необходимости, твердых копий осуществляют непосредственно на скважине; полную оперативную интерпретацию и подготовку окончательного заключения проводит интерпретационная служба производителя работ.

12.7.2 Файл недропользователя должен содержать:

- заголовок;

- схематическое изображение сборки приборов с указанием общей длины и диаметров приборов, точек записи;

- схематическое изображение конструкции скважины с указанием мест установки технологического оборудования, сведения о лубрикаторе;

- фоновые, основные и повторные измерения с указанием условий их выполнения;

- калибровочные данные, полученные до и после проведения измерений.

Файл недропользователя формируют в формате LIS.

12.7.3 Окончательное заключение должно содержать: пояснительную записку с результатами интерпретации и аргументированными выводами; табличные и графические (кроссплоты, графики, сопоставления кривых) приложения, необходимые для обоснования выводов.

Окончательное заключение должно сопровождаться сводным планшетом, содержащим 2-3 кривые ГИС (например, ГК, ДС, ПС), характеризующие исследуемый интервал разреза, кривую локатора муфт, кривые основного замера ПГИ с выделенными на них признаками решения заданной задачи.

12.7.4 Содержание твердых копий должно полностью отражать файл недропользователя.

12.7.5 Документацию результатов исследований формируют согласно требованиям п. 6.6.5.

13 Геофизическое сопровождение работ, выполняемых в скважинах приборами на кабеле и бурильных трубах

13.1 Привязка интервалов испытаний инструментами на трубах

13.1.1 В необсаженных скважинах испытания пластов инструментами на бурильных трубах выполняют в процессе бурения с целью:

- оценки фильтрационных свойств и характера насыщенности пластов с неоднозначными характеристиками и исключения пропусков продуктивных объектов;

- подтверждения характера насыщенности пластов на месторождениях с установленными положениями межфлюидных контактов и расчетов гидродинамических параметров этих пластов, которые необходимы для составления технологических схем и проектов разработки залежей.

13.1.2 В обсаженных скважинах объектами испытаний являются перфорированные интервалы. Работы проводят с целью освоения объектов эксплуатации, интенсификации добычи нефти методом депрессионного и гидроимпульсного воздействий (метод переменных давлений - МПД), проверки герметичности цементных мостов и колонн при наличии обоснованных подозрений на отсутствие их герметичности.

13.1.3 В необсаженных скважинах геофизические исследования выполняются с целью выбора объекта испытаний и привязки ИПТ к разрезу, включает - кавернометрию, ПС (или ГК, НК), ИК (или БК), которые выполняют непосредственно перед испытанием после разбуривания испытуемого интервала, так как эффективность испытаний существенно повышается при уменьшении промежутка времени, прошедшего между разбуриванием и испытанием пород.

Задачи комплекса заключаются в выделении общих толщин предположительно проницаемых пород, подлежащих испытанию, и в выборе интервалов ствола с номинальным диаметром скважины для установки пакеров ИПТ.

Если в районе работ доказана эффективность ГИС, выполняемых по методике "каротаж-испытание-каротаж", то непосредственно после проведения испытаний повторно регистрируют данные БК (ИК), ГК, НК.

13.1.4 В обсаженных скважинах для привязки ИПТ к разрезу выполняют комплекс ГИС, который позволяет установить положение в скважине интервала перфорации - ГК, НК, ЛМ.

13.1.5 Технологическая схема выполнения ГИС и контроль качества материалов не отличаются от описанных в разделе 6.

13.2 Геофизическое сопровождение вторичного вскрытия коллекторов

13.2.1 Геофизическое сопровождение вторичного вскрытия пластов перфорацией требуется для решения задач:

- контроля за спуском в скважину перфоратора на кабеле;

- привязки интервалов перфорации к геологическому разрезу;

- контроля за фактом и полнотой срабатывания перфоратора;

- определения фактического положения интервала перфорации;

- оценки качества прострелочных работ.

13.2.2 Контроль за спуском перфоратора обеспечивают, комплектуя его в одной сборке с локатором муфт (ЛМ) и зондами ГК и/или НК, если детекторы последних выполнены в противоударном исполнении.

Для выполнения требований "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" и "Единых правил безопасности при взрывных работах" перед спуском перфоратора (во время шаблонирования или после) необходимо провести регистрацию значений температуры и давления от устья до интервала перфорации.

13.2.3 Привязку к глубине интервала перфорации обеспечивают с помощью тех же методов - ЛМ, ГК, НК. Привязку реализуют посредством следующих операций:

- в скважину опускают до искусственного забоя сборку модулей ЛМ, ГК, НК и при ее подъеме проводят запись кривых с детальностью, соответствующей детальности этих кривых, полученных ранее;

- сопоставляют кривые по глубине и над верхней границей планируемого интервала перфорации на привязочных кривых ГК, НК, ЛМ ставят метку;

- на геофизическом кабеле между устьем скважины и подъемником завязывают привязочную метку, хорошо различимую для машиниста подъемника, положение которой соответствует метке, выставленной на кривых ГК, НК, ЛМ;

- по кривым ГК, НК и ЛМ рассчитывают расстояние от привязочной метки до нижней границы планируемого интервала перфорации.

При вскрытии пласта "снизу-вверх" положение первой метки на кабеле для установки перфоратора находят, откладывая на кабеле от привязочной метки в сторону подъемника отрезок, равный длине интервала перфорации, и завязывая в его конце двойную метку.

13.2.4 Факт срабатывания перфоратора устанавливают по звуковым эффектам, сейсмоакустическим сигналам, рывку кабеля. Для перфораторов, спускаемых на кабеле, срабатывание фиксируют по замыканию электрической цепи перфоратора, вызванному скважинной жидкостью. Оценку полноты срабатывания корпусных перфораторав и перфораторов, спускаемых на НКТ, выполняют внешним осмотром после их извлечения из скважины.

Для разрушающихся перфораторов оценка полноты срабатывания решается по материалам исследований акустическим телевизором (сканером).

13.2.5 Определение фактического положения интервала перфорации является обязательным во всех случаях, кроме спуска перфоратора на НКТ. Контроль положения интервала перфорации осуществляют:

- локацией муфт и отверстий (ЛМ);

- по данным термометрии, если они получены непосредственно после перфорации (эффективность выделения максимальна для бескорпусных перфораторов);

- по данным электромагнитной (магнитоимпульсной) дефектоскопии колонн, которая также эффективна в случае применения бескорпусных перфораторов, создающих трещины в обсадных трубах или раздувающих их;

- по результатам АК-сканирования.

При проведении дострелов и уплотнения перфорации определение фактического положения достреленного интервала устанавливают по результатам термометрии и АК-сканирования.

13.3 Сверлящая перфорация

13.3.1 Сверлящую перфорацию применяют для избирательного повторного вскрытия без ударного воздействия тонких нефтенасыщенных пластов, расположенных рядом с водонасыщенными породами, и для создания ремонтных отверстий в многоколонных скважинных конструкциях при ремонте скважин.

Разные модели сверлящих перфораторов позволяют производить вторичное вскрытие коллекторов в вертикальных, наклонных и горизонтальных скважинах. При необходимости сверления нескольких отверстий в одной плоскости прибор комплектуют модулем углового ориентирования, который осуществляет поворот перфоратора вокруг его оси на заданный угол (без азимутальной привязки углов).

13.3.2 После получения заявки на проведение работ подготовка к проведению сверлящей перфорации заключается в получении материалов ГИС, необходимых для привязки интервала перфорации к разрезу; в ревизии скважинных приборов согласно требованиям эксплуатационной документации; проверке электрической изоляции приборов и наземных устройств (трансформатора, панели управления и автоматического выключателя).

Пробным пуском проверяют работоспособность прибора, контрольное время выхода и возврата в исходное положение прижимного рычага и сверла.

13.3.3 Работа на скважине включает операции:

- привязку интервала перфорации к глубине;

- приведение скважинного прибора и наземных устройств в рабочее состояние (заземление наземных устройств, долив рабочей жидкости в компенсатор давления, пробный пуск прибора на устье скважины);

- спуск прибора в интервал перфорации и производство сверлений;

- подъем прибора на дневную поверхность.

13.3.3.1 Привязку точек сверления выполняют согласно требованиям раздела 6 и пп. 10.2.4.2.

13.3.3.2 Перед включением прибора и проведением сверлений заземляют панель управления и трансформатор (помимо заземления лаборатории и подъемника), выполняют пробный пуск прибора с контролем выхода и возврата в исходное положение прижимного рычага и сверла.

13.3.3.3 Спуск прибора в интервал перфорации ведут со скоростью не более 5000 м/ч.

13.3.3.4 Отдельные этапы операции сверления (выход прижимного рычага и сверла, сверление металла, цемента и породы, возврат сверла и прижимного рычага в исходное положение) визуально контролируют по времени и по показаниям стрелочных приборов, размещенных на панели управления.

13.3.4 Время проведения и объемы сверления документируют актом, аналогичным по форме и содержанию акту на проведение кумулятивной или пулевой перфорации.

13.3.5 Контроль расположения перфорационных отверстий осуществляют по материалам акустического сканирования или электромагнитной (магнитоимпульсной) дефектоскопии.

13.4 Свабирование

13.4.1 Свабирование нефтяных скважин с использованием геофизического оборудования производят с целью освоения скважины, увеличения дебита действующей скважины, понижения уровня жидкости в скважине или только в НКТ. В последнем случае недропользователь оборудует низ НКТ временным заколонным пакером, перекрывающим пространство между НКТ и обсадной колонной.

13.4.2 Для контроля процесса свабирования скважины и получения данных для построения кривых снижения и повышения уровня жидкости свабирующее устройство оснащают датчиками для измерения давления жидкости над свабом, содержания воды в нефти (влагомер), удельной электрической проводимости скважинной жидкости (резистивиметр), температуры жидкости, нагрузки (натяжения кабеля) на сваб и ускорений сваба (акселерометр), которые располагают непосредственно над свабом и подсоединяют к кабелю.

В НКТ ниже заданного уровня понижения жидкости устанавливают на якоре автономный манометр с термометром, который опускают и извлекают с помощью геофизического кабеля, оснащенного разъемным кабельным наконечником.

13.4.3 Для свабирования используют технические средства, отвечающие следующим условиям:

- каротажный подъемник, технические характеристики которого позволяют осуществлять подъем свабирующего устройства с грузом, геофизических приборов и столба жидкости массой до 1000 кг со скоростью не менее 3500 м/ч;

- специальный бронированный кабель с разрывным усилием не ниже 40 кН без обрывов проволок брони, "фонарей" и изгибов, имеющий одну или несколько информационных жил для электрического соединения геофизических датчиков с каротажным регистратором;

- свабирующее устройство не должно быть длиннее приемной камеры лубрикатора, а его диаметр, кроме манжеты сваба, должен быть меньше внутреннего диаметра НКТ на 3-6 мм (для НКТ диаметром 2,5" на 5-6 мм).

13.4.4 Свабирование и сопровождающие его геофизические исследования выполняют согласно наряд-заказу и плану работ, согласованным между недропользователем и производителем работ.

13.4.5 Готовность скважины к свабированию оформляется двусторонним актом, который подписывают представитель недропользователя, постоянно находящийся на скважине при производстве работ, и начальник каротажной партии (отряда). Подготовка должна соответствовать требованиям приложения Б. Кроме того:

- спущенные в скважину НКТ должны быть новыми или специально подготовленными (прорайбированными) и прошаблонированными;

- трубы должны иметь постоянный внутренний диаметр и быть плотно подогнанными в муфтах во избежание обрыва сваба;

- в НКТ на 600 м ниже планируемого уровня снижения жидкости должно быть установлено стоп-кольцо (муфта, внутренний диаметр которой на 1/2" меньше диаметра НКТ) для предотвращения падения сваба в скважину при его обрыве;

- низ НКТ оборудуют воронкой для прохождения геофизических приборов;

- обвязка емкости, предназначенной для сбора откачиваемой жидкости, и тройника-переходника должна быть выполнена из труб диаметром не менее 2" с быстроразъемными резьбовыми соединениями;

- при освоении отдельно стоящих скважин фонтанная арматура должна быть оборудована аварийной линией, соединяющей затрубное пространство с емкостью для сбора жидкости. К аварийной линии предъявляются такие же требования, как к основной.

13.4.6 Натяжной мерный ролик крепят к фланцу устьевой арматуры, подвесной - за крюк талевого блока. Специальный бронированный кабель заводят от подъемника под натяжным роликом, через навесной ролик и сальник лубрикатора.

13.4.7 Для крепления лубрикатора последовательно устанавливают на центральную задвижку тройник-переходник (тройник-разрядник), обеспечивающий прохождение сваба и кабеля в вертикальной плоскости и имеющий в горизонтальной плоскости отвод для излива отбираемой жидкости, переходную план-шайбу ("катушку") и превентор лубрикатора.

13.4.8 Подготовленный сваб или манометр с якорем подсоединяют к специальному бронированному кабелю и заводят в приемную камеру лубрикатора, после чего лубрикатор устанавливают на превентор лубрикатора, закрывают центральную задвижку, подсоединяют линию обвязки к тройнику-переходнику, закрывают задвижку на выкиде и проверяют герметичность лубрикатора, повышая постепенно давление жидкости.

13.4.9 Опускают в скважину и устанавливают на якорь автономный манометр.

13.4.10 При подсоединенном свабе устанавливают "нуль" счетчика глубин. Его установку проверяют через каждые два цикла свабирования (один цикл - 5-6 спуско-подъемов сваба).

13.4.11 При открытых центральной задвижке и задвижке тройника-переходника опускают сваб в скважину без перепусков кабеля. Скорость спуска не должна превышать 3000 м/ч в воздухе и 500 м/ч в жидкости.

Глубина погружения сваба в жидкость не должна превышать 600 м при работе с манжетами на цельнометаллической оправке и 300 м, если манжеты выполнены на проволочном каркасе.

13.4.12 Подъем сваба выполняют без остановок на максимально возможной скорости, которую обеспечивает двигатель подъемника. Рекомендуемая скорость - не менее 3500 м/ч. С глубины 100 м до устья скважины скорость ограничивают до 500 м/ч.

13.4.13 Для предупреждения аварийной ситуации, связанной с возможным выбросом сваба в начальный момент работы высокопродуктивного пласта или пласта, содержащего нефть с высоким значением газового фактора, процесс движения сваба по стволу скважины контролируют по показаниям манометра, датчику натяжения и провисанию кабеля.

13.4.14 Свабирование заканчивают после получения устойчивого фонтанного притока флюида, снижения уровня жидкости в скважине до заданного или отбора запланированного объема флюида.

13.4.15 Свабирование прекращают при возникновении аварийных ситуаций:

- интенсивного притока разгазированной жидкости;

- прихвата и обрыва сваба или специального кабеля;

- неисправности подъемника или лубрикатора;

- при загазованности рабочей площадки.

13.4.16 По окончании работ отдельным спуском кабеля извлекают из скважины автономный манометр.

13.4.17 Содержание и объемы выполненных работ указывают в акте, который подписывают представители недропользователя и производителя работ.

13.5 Интенсификация притоков по методике акустического воздействия

13.5.1 Метод акустического воздействия основан на возбуждении в интервале перфорации акустического поля.

Применяется для увеличения проницаемости прискважинной зоны пласта за счет очистки перфорационных отверстий и пор коллектора от механических примесей, газогидратных и асфальтеново-смолистых отложений и усиления ряда физических процессов - уменьшения сил поверхностного натяжения в капиллярах, устранения турбулизации и повышения скорости фильтрации, уменьшения вязкости извлекаемого флюида и др.

13.5.2 Основными характеристиками метода являются: частота (спектр частот) воздействующего акустического поля; интенсивность поля; механизм возбуждения (импульсный или непрерывный); время воздействия на пласт. Из-за многообразия физических процессов, лежащих в основе метода, и их недостаточной изученности, эти параметры подбираются опытным путем применительно к конкретным объектам интенсификации.

13.5.3 В аппаратуре для акустического воздействия частота акустического поля изменяется от долей Гц до десятков кГц.

Для возбуждения поля со спектром частот 0,1 Гц-1 кГц используют электрогидравлические излучатели, обеспечивающие электрический пробой в жидкости, инициированный сжиганием калиброванной проволочки, и позволяющие создать давление упругого воздействия до 10 МПа.

Для возбуждения поля с частотами от единиц до десятков килогерц применяют магнитострикционные или пьезоэлектрические преобразователи, обеспечивающие интенсивность поля на оси скважины до 10 .

13.5.4 Методика исследований определяется производителем работ в соответствии с техническими параметрами аппаратуры, характеристиками объекта интенсификации и имеющегося опыта (технологии) работ.

Допускается проведение акустического воздействия как в остановленных, так и в работающих скважинах. Импульсное воздействие по результатам предпочтительнее непрерывного за счет формирования более широкого спектра частот. Продолжительность воздействия изменяется от долей часа до нескольких часов на 1 м перфорированного интервала.

13.5.5 Рекомендуется комплексирование метода акустического воздействия с другими методами интенсификации добычи. Для повышения извлекаемости вязких нефтей акустическое воздействие должно сопровождаться работами по интенсификации, направленными на снижение вязкости (термическое воздействие и др.).

В сложных случаях рекомендуется возбуждение колебаний в максимально широком спектре частот, в частности, комбинированное воздействие на пласт, обеспечивающее как гидроударные эффекты, так и декольматацию приствольной зоны ультразвуковыми волнами, при условии многократного циклического воздействия на пласт.

При значительной кольматации призабойной зоны акустическому воздействию должна предшествовать кислотная обработка.

13.5.6 В документации выполнения работ по акустическому воздействию обязательно отражаются показатели по п. 13.5.2.

13.5.7 Критерием эффективности акустического воздействия является изменение дебита объекта интенсификации относительно первоначального и увеличение периода времени между обработками.

13.5.8 Метод наиболее эффективен в терригенных коллекторах с пористостью 12-30% и проницаемостью более 20 мД. Эффективность снижается с ухудшением коллекторских свойств и увеличением вязкости нефти.

13.6 Работы в скважинах с мечеными жидкостями

13.6.1 В основу технологии положен способ контролируемого гидродинамического воздействия на скважину и прискважинное пространство посредством циклических закачек растворов радона или короткоживущих изотопов натрия, обладающих повышенной гамма-активностью, которая быстро (десятки часов) снижается во времени вследствие коротких периодов полураспада обоих изотопов, либо солей бария ("буры"), обладающих аномально высокими нейтронными характеристиками. Контроль процессов и индикацию интервалов поглощения меченой жидкости ведут в первых двух случаях с помощью ГК, в последнем случае - с помощью НК.

Работы выполняют в необсаженных скважинах с целью выделения коллекторов, в том числе трещинных, при исследованиях сложных разрезов; в обсаженных скважинах - для определения негерметичных интервалов обсадных колонн и выявления заколонных перетоков.

Благоприятные условия применения соблюдаются в вертикальных и слабонаклонных неработающих скважинах. Применение технологии ограничено в скважинах: горизонтальных и сильно наклонных; оборудованных НКТ и обладающих приемистостью ниже 1,0 ; глубиной свыше 1000 м, не имеющих НКТ, приемистость которых меньше 20,0 .

13.6.2 Работы с мечеными растворами являются радиационно опасными, так как радиоактивные вещества применяются в жидком или газообразном состояниях, создающих при их утечке потенциальную опасность радиоактивного загрязнения людей, промыслового оборудования и окружающей среды. Их выполняют, руководствуясь специально разработанными инструкциями, регламентирующими обеспечение радиационной безопасности, предотвращение и локализацию возможных радиоактивных загрязнений, радиационный контроль уровней загрязнений и учет индивидуальных доз облучения персонала, санитарную обработку людей, имеющих радиоактивное загрязнение кожных покровов, и дезактивацию оборудования.

13.6.3 Приготовление меченых растворов производят непосредственно на скважине с помощью насосного агрегата. Предварительно подготавливают вещества с повышенной гамма-активностью: радон - в медицинском барбураторе, изотоп натрия - в транспортируемой активационной установке, облучая двууглекислый натрий () каротажными ампульными нейтронными источниками суммарной активностью нейтронов в секунду в течение 45 ч.

13.6.4 Для выделения интервалов поглощения меченых жидкостей необходимо выполнить измерения ГК или НК, по крайней мере, трижды: до начала воздействия; после попадания жидкостей в породы или в затрубное пространство; после промывки скважины от следов меченого вещества.

Реально выполняют 3-7 записей, прослеживая продвижение меченых жидкостей в исследуемом интервале.

13.6.5 В необсаженных скважинах поиск проницаемых пород ведут в призабойной части, которая находится ниже низа бурильных труб на 40-50 м. Продавливание меченой жидкости, объем которой составляет 2-2,5 , осуществляют буровыми насосами через бурильные трубы. При достижении меченой жидкостью исследуемого интервала производят активацию продавливания посредством многократных подъемов и спусков бурильных труб в пределах одной свечи.

13.6.6 В обсаженных скважинах меченую жидкость продавливают в исследуемый интервал с помощью насосного агрегата, контролируя ее перемещение прибором ГК или НК, опущенным в скважину через лубрикатор.

13.6.7 Выделение поглощающих пластов (коллекторов в открытом стволе, мест повреждения обсадной колонны в обсаженной скважине) ведут по положению аномалий естественной гамма-активности или нейтронных характеристик, выявленных в результате контролируемого воздействия.

Место повреждения колонны отмечается резким изменением показаний ГК или НК и его стабильным положением во времени.

Интервал заколонного перетока определяется как интервал между местом негерметичности и поглощающим пластом. Его выделяют по появлению еще одной аномалии и постепенному снижению ее амплитуды во времени в границах поглощающего пласта.

13.6.8 Подготовку и проведение работ, обработку и оформление результатов ведут с соблюдением требований раздела 6.

13.7 Ликвидация асфальтеновых, гидратных и парафиновых образований

13.7.1 Ликвидацию асфальтеновых, гидратных и парафиновых осложнений в насосно-компрессорных трубах (осадок на стенках, пробки) осуществляют с помощью электронагревателей прямого действия - ТЭНов, электрохимических и индукционных, опускаемых в скважину на геофизическом кабеле.

13.7.2 Комплект оборудования для проведения работ содержит: каротажный подъемник; геофизический или специальный кабель, обеспечивающий подачу к нагревателю требуемой мощности электрического тока; лубрикатор с боковым вентилем для стравливания жидкости; разделительно-повышающий трансформатор, разделяющий нагреватель и общую электрическую сеть промысла; нагреватель.

Подключение трансформатора к сети выполняют по стандартной схеме - четырехпроводной линией с глухозаземленной нейтралью или трехпроводной линией с заземлением на контур.

Заземление трансформатора и подъемника выполняют медными проводами сечением не менее 16 . Суммарная величина сопротивления заземляющего провода и контура заземления (устья скважины) не должна превышать 4 Ом.

13.7.3 Работы выполняют по планам, которые составляют на каждую скважину и утверждают у главного инженера нефтепромыслового предприятия.

13.7.4 Готовность скважины к проведению работ по ликвидации осложнений оформляется двусторонним актом, который подписывают представитель недропользователя и начальник геофизической партии (отряда). Подготовка должна соответствовать требованиям приложения Б. Кроме того:

- не далее, чем в 5 м от устья, должна быть установлена емкость для сбора жидкости, стравливаемой через боковой вентиль лубрикатора;

- скважина (НКТ) должна быть заполнена жидкостью до устья;

- в скважинах, где ожидается буферное давление более 3 МПа, содержащих нефтяные пласты с газовым фактором более 100 и во всех газовых скважинах, в которых отсутствует свободный выход газа, ликвидацию осложнений производят с использованием цементировочного агрегата или другого насоса, подсоединенного к выкидной линии фонтанной арматуры и предназначенного создавать противодавление в НКТ с целью исключения самопроизвольного выброса электронагревателя.

13.7.5 Спуск нагревателя в скважину производят через лубрикатор при закрытых задвижках на выкидных линиях и открытых трубной и затрубной задвижках со скоростью не более 5000 м/ч. При подходе и в предполагаемом интервале осложнения скорость спуска уменьшают до 1000 м/ч и далее до 100 м/ч.

Контроль за глубиной спуска ведут с помощью механического счетчика и датчика глубин, установленного на мерном ролике.

13.7.6 Подачу напряжения питания на электронагреватель производят только после его спуска в интервал осложнения. Пусковой ток составляет 20-40 А, номинальный - 20-30 А.

В процессе проведения работ осуществляют регистрацию тока питания нагревателя, глубины его спуска и хронометраж работ.

13.7.7 После прохождения электронагревателем 10-15 м в интервале осложнения, но не более чем через один час его работы, производят подъем нагревателя до устья скважины с последующим спуском до места последнего прогрева.

13.7.8 После разрушения осложнения по всему интервалу электронагреватель выключают и поднимают на поверхность.

За 50 м до устья скважины прекращают подъем нагревателя лебедкой и вручную втягивают его в лубрикатор. Закрывают центральную задвижку фонтанной арматуры, сбрасывают давление в лубрикаторе и извлекают нагреватель.

13.7.9 Работы прекращают досрочно, если при повторных спуско-подъемах нагревателя и прогревах в течение 1-2 ч он останавливается на одной глубине, что свидетельствует о нахождении в НКТ посторонних предметов (металла, проволоки и т.п.).

13.7.10 При прихвате геофизического кабеля, вызванного застыванием асфальтеновых или парафиновых отложений выше нагревателя, необходимо его разогреть подачей со вторичной обмотки трансформатора через коллектор каротажной лебедки трехфазного напряжения.