РД 153-39.0-109-01

Министерство энергетики Российской Федерации

(Минэнерго России)

ПРИКАЗ

5 февраля 2002 г. № 30

г. Москва

О введении в действие Методических указаний по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений (РД 153-39.0-109-01)

Руководящий документ Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений (РД 153-39.0-109-01) разработан Федеральным государственным учреждением «Экспертнефтегаз» Министерства энергетики Российской Федерации (ФГУ «Экспертнефтегаз») совместно с кафедрой «Нефтегазовый бизнес» Академии народного хозяйства при Правительстве Российской Федерации по заданию Департамента разработки и лицензирования месторождений. В документе реализованы нормы Закона Российской Федерации «О недрах» и стандарты Евро-Азиатского геофизического общества. Документ согласован Центральной комиссией по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений Минэнерго России (протокол от 28 июня 2001 г. № 2722).

В целях формирования методических основ геолого-промыслового анализа разработки нефтяных и газонефтяных залежей научно-исследовательскими и производственными организациями независимо от их ведомственной принадлежности приказываю:

1. Принять и ввести в действие с 1 марта 2002 г. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений (РД 153-39.0-109-01).

2. Поручить ФГУ «Экспертнефтегаз»:

2.1. Оказание организациям и предприятиям ТЭК методической помощи по внедрению РД 153-39.0-109-01;

2.2. Издание и распространение РД 153-39.0-109-01 отраслевым структурам управления ТЭК (тел. 095-192-71-45).

3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на заместителя Министра Шелепова В.В.

Министр

И.Х. Юсуфов

Департамент разработки

и лицензирования месторождений

Коршунов А.Ю.

220-48-89

Министерство энергетики Российской Федерации

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ПО КОМПЛЕКСИРОВАНИЮ И ЭТАПНОСТИ ВЫПОЛНЕНИЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ, ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ И ГЕОХИМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ НЕФТЯНЫХ И НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

РД 153-39.0-109-01

УДК 550.832-622.276.5-550.84

ОКСТУ-02

Дата введения 01-03-2002

Предисловие

1. РАЗРАБОТАН Федеральным государственным учреждением "Экспертнефтегаз" Министерства энергетики Российской Федерации и Кафедрой "Нефтегазовый бизнес" Академии народного хозяйства при Правительстве РФ.

Творческий коллектив в составе: Антропов В.Ф., Вольпин С.Г., Ермакова М.М., Ипатов А.И., Кульпин Л.Г., Левченко B.C., Левченко И.Ю., Мясников Ю.А., Свалов А.В., Шагиев P.P. (руководитель), Шагиев Р.Г. (ответственный исполнитель).

ВНЕСЕН Департаментом разработки и лицензирования месторождений Министерства энергетики Российской Федерации.

2. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ с 01.03.2002 г. приказом Минэнерго России от 05.02.2002 г. №30.

3. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ.

4. В настоящем документе реализованы нормы Законов Российской Федерации "О недрах" и стандарты Евро-Азиатского геофизического общества.

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящий Руководящий документ (РД) распространяется на объекты продуктивных нефтяных и газовых пластов и скважин и определяет их пространственные размеры, распределение продуктивных и энергетических характеристик, фильтрационно-емкостных свойств и неоднородностей, физико-химические свойства пластовых насыщающих флюидов и др.

РД позволяет создать информационную базу для проектирования и научного сопровождения разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, в том числе с использованием компьютерных технологий.

Настоящий РД предлагает рекомендации по комплексированию геофизических, гидродинамических и геохимических исследований как средство контроля на этапе разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, а также на этапах освоения и разработки месторождений, для создания соответствующей информационной базы с учетом некоторых новых результатов научно-методических работ, представленных в Приложениях.

Настоящий РД устанавливает единые правила при реализации на территории Российской Федерации лицензий на право пользования недрами с целью их геологического изучения, разведки и добычи нефти, газа и конденсата, независимо от ведомственной принадлежности организаций и предприятий.

2. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящем руководящем документе использованы ссылки на следующие нормативные документы:

Закон Российской Федерации "О недрах" № 27-ФЗ от 03.03.95 г. с изменениями и дополнениями от 10.02.99 № 32-ФЗ.

СТ ЕАГО-046-01. Стандарты Евро-Азиатского геофизического общества (ЕАГО) на "Геофизические исследования и работы в скважинах. Геофизические исследования разрезов скважин. Каротаж".

СТ-ЕАГО-045-01. "Контроль технического состояния скважин".

Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.

РД 155-39-007-96. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений.

РД 153-39.0-047-00. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений.

РД 153-39-007-96. Технико-экономическое обоснование поисков, разведки и разработки нефтяных месторождений на условиях соглашения о разделе продукции (ТЭО СРП). Дополнения к "Регламенту составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений".

Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах. МПР РФ, Минтопэнерго РФ.

РД 39-100-91. Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений. Миннефтегазпром.

РД 153-00.0-003-99. Порядок разработки, согласования и утверждения отраслевых нормативных документов.

3. ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Комплексирование и этапность выполнения исследований нефтегазовых залежей и пластов с целью создания информационной базы проектирования и научного обеспечения - сопровождения разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, в т.ч. с использованием компьютерных технологий, - использование какого-либо комплекса исследований (геофизических, гидродинамических, геохимических - лабораторных), собранного из разных видов исследований для решения какой-либо поставленной задачи или группы задач.

Этапность выполнения комплексных методов ГИС, ГДИС и ГХИ - очередность и синхронизация во времени - одновременное или последовательное проведение различных методов исследований в течение какого-либо этапа или стадии от поисков-разведки до завершения разработки месторождения.

Обобщающий термин "геофизические исследования и работы в скважинах" (ГИРС) - исследования и работы, основанные на измерениях естественных и искусственных физических полей во внутрискважинном, околоскважинном и межскважинном пространствах (ГИС и СГР), а также работы, связанные с вторичным вскрытием продуктивных пластов перфорацией (ПВР) и интенсификацией притоков (ИП).

Гидродинамические (пьезометрические) методы исследования скважин и пластов (ГДИС) -система мероприятий, проводимых по специальным программам: замер в скважинах с помощью глубинных приборов ряда величин (изменений забойных давлений, дебитов, температур во времени и др., относящихся к продуктивным нефтегазовым пластам), методы последующей обработки замеряемых данных, определение фильтрационных, геометрических и др. параметров пласта, анализ и интерпретация полученной информации о продуктивных характеристиках - параметров пластов и скважин и рекомендации по их практическому использованию при принятии промысловых решений.

Геохимические исследования проб жидкостей и газов - методы газового каротажа и люминесцентно-битуминологического анализа промывочной жидкости и шлама, выполняемые в процессе бурения разведочных скважин для выделения в разрезе и оценки пластов, содержащих нефть и газ, а также фотоколориметрические, изотопные, хромографические и гидрогеохимические методы исследований.

Лабораторные исследования кернов и проб пластовых флюидов - изучение свойств природных коллекторов и насыщающих их углеводородных систем, воды и газов, а также процессов, связанных с их взаимодействием.

Нефтегазопромысловые геологические исследования - комплексные исследования залежей с целью создания постоянно действующих геолого-технологических моделей и их составляющих, а также их использования для контроля, анализа и регулирования процессов разработки.

4. СОКРАЩЕНИЯ. ТЕРМИНЫ И УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

АК - акустический каротаж;

АКВ - акустический каротаж многоволновой;

АКЦ - акустическая цементометрия;

АКШ - акустический каротаж широкополосный;

БД - банк данных;

БК - боковой каротаж;

БКЗ - боковое каротажное зондирование;

БМ - барометрия;

БМК - боковой микрокаротаж;

ВИКИЗ - высокочастотное индукционное каротажное изопараметрическое зондирование;

ВЛ - влагомер (диэлькомер);

ВНК - водонефтяной контакт;

ВП - метод вызванных потенциалов;

ВСП - вертикальное сейсмическое профилирование;

ВТ - высокочувствительная термометрия;

ГВК - газоводяной контакт;

ГГД - гамма-гамма дефектометрия;

ГГК - гамма-гамма каротаж;

ГТК-Л - гамма-гамма каротаж литоплотностный;

ГГК-П - гамма-гамма каротаж плотностей;

ГГЦ - гамма-гамма цементометрия (СГДТ);

ГДИ - гидродинамические исследования;

ГДИС - гидродинамические исследования скважин;

ГДП - гидропрослушивание (межскважинное);

ГИРС - геофизические исследования и работы в скважинах;

ГИС - геофизические исследования скважин;

ГК - гамма-каротаж интегральный;

ГК-С - гамма-каротаж спектрометрический;

ГМ - гамма-метод;

ГНК - газонефтяной контакт;

ГОСТ - Государственный стандарт;

ГРП - гидравлический разрыв пласта;

ГРР - геолого-разведочные работы:

ГТИ - геолого-технологические исследования;

ГТМ - геолого-технические мероприятия;

ГТН - геолого-технический наряд;

ГХИ - геохимические исследования;

ДК - диэлектрический каротаж;

ДП - диагностический признак;

ЗУ - устьевые замерные установки (фазовых дебитов, устьевых давлений, температур и пр.);

ИВ - индикаторные вещества;

ИВЦ - информационно-вычислительный центр;

ИД - индикаторная диаграмма;

ИЗ - радиоактивные короткоживущие изотопы;

ИК, ДК, ВИКИЗ - индукционные методы (в открытом стволе и при обсадке скважины стеклопластиковыми трубами);

ИНГИ - инклинометрия гироскопическая;

ИНГК-С - импульсный нейтронный гамма-каротаж спектрометрический;

ИНК - импульсный нейтронный каротаж;

ИННК - импульсный нейтрон-нейтронный каротаж;

ИПТ - испытатель пластов на трубах;

КВД - кривая восстановления забойного давления;

КВУ - кривая восстановления уровня;

КИИ - комплект испытательных инструментов;

КИН - коэффициент извлечения нефти;

КМВ - каротаж магнитной восприимчивости;

КО - отбор керна приборами на кабеле;

КПД - кривая падения забойного давления;

КС - кажущееся сопротивление;

ЛВД - локация движения вод электромагнитная (спектральная);

ЛМ - локатор муфт;

MB - меченое вещество (хлоро- и боросолевые продукты);

Минэнерго РФ - Министерство энергетики Российской Федерации;

МК - микрокавернометрия (профилеметрия обсаженных скважин);

МКЗ - микрозондирование;

МНА - метод наведенной активности;

МП (МПФС) - модель пластовой фильтрационной системы;

МУН - методы увеличения нефтеотдачи;

НГДУ - нефтегазодобывающее управление;

НГК - нейтронный гамма-каротаж;

НК - методы стационарного нейтронного каротажа;

НКТ - насосно-компрессорные трубы;

ННК-нт - нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам;

ННК-т - нейтронный каротаж по тепловым нейтронам;

ОПК. ОПТ - опробование пластов приборами на кабеле;

ОСТ - отраслевой стандарт;

ПВР - прострелочно-взрывные работы;

ПД - производная давления;

ПДГТМ - постоянно действующая геолого-технологическая модель;

ПЗП - призабойная зона пласта;

ПЛ - плотностемер (гамма-гамма);

ПО - прихватоопределитель;

ПС - метод потенциалов самопроизвольной поляризации;

ПТС - скважинная трубная профилеметрия;

PVT - соотношение физических параметров: давление - объем - температура;

РД - руководящий документ;

РИ - резистивимер индукционный;

РМ - расходомер механический (РГД для жидкости) или метан для газа;

РУ - расходометрия ультразвуковая;

CAT - скважинный акустический телевизор;

СГА - скважинная геофизическая аппаратура;

С/О - углеродно-кислородный каротаж;

СКО - соляно-кислотная обработка;

ССК - сейсмокаротаж;

СУБД - система управления базой данных;

ТМ - термометрия;

ТН - термокондуктивный индикатор (термоанемометр СТД);

ТПИ - текущая промысловая информация;

ТПС - трещиновато-пористая среда;

ТЭО - технико-экономическое обоснование;

ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства;

ФМ - фильтрационная модель;

ШАМ - широкополосный акустический метод волновой (ВАК);

ШИ - шумоиндикатор (шумомер);

ШС - шумометрия-спектрометрия;

ЭВМ - электронно-вычислительная машина;

ЭМД - электромагнитная дефектоскопия;

ЭМК - электромагнитный каротаж;

ЭХ - эхолотация уровней;

ЯМК - ядерный магнитный каротаж.

В настоящем РД используются терминология и обозначения, общепринятые в практике нефтегазопромысловой геологии, геофизики, физико-химических и промысловых гидродинамических методов исследований скважин и пластов в отечественной и зарубежной научно-технической литературе.

Условные обозначения

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

А, В, А1, В1 - постоянные, зависящие от параметров пласта;

В - объемный коэффициент нефти;

Bj - объемный коэффициент j-той фазы;

с = β - сжимаемость;

cf = βс - сжимаемость пористой среды;

Сg - сжимаемость газа;

с0 = βн - сжимаемость нефти;

Сpr - псевдоприведенная сжимаемость;

Сt - сжимаемость системы;

cw = βв - сжимаемость воды;

С - коэффициент влияния ствола скважины;

CD - безразмерный коэффициент влияния ствола скважины;

Ei - обозначение интегрально-показательной функции;

g - ускорение силы тяжести;

gradP - градиент давления;

h - толщина пласта;

i - уклон прямолинейного участка графика;

j - коэффициент размерности пространства одного измерения;

К - коэффициент продуктивности скважины;

k - коэффициент абсолютной проницаемости;

kr = kг - коэффициент проницаемости в радиальном (горизонтальном) направлении;

ks - коэффициент проницаемости в призабойной зоне скин-фактора;

kв = kz - коэффициент вертикальной проницаемости;

kj - коэффициент эффективной проницаемости j-той фазы;

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

m = ϕ - пористость;

m' - уклоны прямолинейных графиков в нефтепромысловых единицах США;

М(Р) - псевдодавление;

М(Р)' - логарифмическая производная псевдодавления;

n - показатель степени безразмерного времени, уравнение;

Р - давление;

Рб = PD - безразмерное давление;

Рбуф - буферное давление;

Рзат - затрубное давление;

Рк - давление на контуре пласта;

Рнас - давление насыщения нефти газом;

Рпл - пластовое давление;

Pi - начальное пластовое давление;

Рс - текущее забойное давление;

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

- среднее пластовое давление;

ΔР - перепад давления, депрессия;

ΔР1час - перепад давления на прямолинейном участке графика в полу-log координатах, соответствующий 1 часу после закрытия скважины;

Р' - логарифмическая производная давления;

ΔР' - логарифмическая производная перепада давления;

PPD - первая производная давления;

q - объемный дебит;

q1(t) - послеэксплуатационный приток жидкости в ствол скважины;

q2(t) - послеэксплуатационный отток из ствола в пласт;

qj - дебит j-той фазы;

r - радиус, расстояние от скважины;

rc, rw - радиус скважины;

rб = rD - безразмерный радиус;

rс пр - приведенный радиус скважины;

rs - радиус зоны скин-фактора;

rк - радиус контура питания;

R - промысловый газовый фактор;

Rs - растворимость газа в нефти;

Rsw - растворимость газа в пластовой воде;

S - скин-фактор по Ван Эвердингену и Херсту;

So - нефтенасыщенность;

Sj - насыщенность j-той фазы;

Sw - водонасыщенность;

t - время;

tб = tD - безразмерное время;

Т - время работы скважины до остановки;

Т0 - температура;

βt = Сt - обобщенная сжимаемость системы;

λj - подвижность j-той фазы;

λt - общая подвижность системы;

tI - время конца периода влияния ствола скважины;

tII - время начала плоскорадиального притока:

tIII - время конца плоскорадиального притока;

- время начала линейного фильтрационного потока;

- время конца линейного фильтрационного потока;

- время начала билинейного фильтрационного потока;

- время конца билинейного фильтрационного потока;

- время начала сферического фильтрационного потока;

- время конца сферического фильтрационного потока;

- время начала псевдоустановившегося радиального потока;

- вектор скорости фильтрации в законе Дарси;

Vc - объем ствола скважины;

Vп - объем погонной единицы длины ствола скважины;

Vw - полный объем ствола скважины;

ΔV - изменение объема;

х - линейная координата;

хD - безразмерная линейная координата;

хT - половина длины вертикальной трещины;

хTD - безразмерная длина вертикальной трещины;

у - функция;

у' - производная;

(lg y)' - логарифмическая производная;

z - коэффициент сверхсжимаемости газа;

Δ - разница;

∇2 - оператор Лапласа;

γ - постоянная Эйлера, γ = 0.5772;

Г(х) - гамма-функция;

æ, - коэффициент пьезопроводности и его аналог при фильтрации газа;

μ - коэффициент динамической вязкости;

μj - вязкость j-той фазы;

μ1, μ2 - вязкость неньютоновской нефти с разрушенной и неразрушенной структурой;

ρ - плотность;

τ - условное время.

Индексы

i - начальное значение;

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

о - нефть;

g - газ;

w - вода;

r - относительная величина;

t - общий, обобщенный, суммарный.

5. НАЗНАЧЕНИЕ И ЗАДАЧИ МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ ПО КОМПЛЕКСИРОВАНИЮ И ЭТАПНОСТИ ВЫПОЛНЕНИЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ, ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ И ГЕОХИМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ НЕФТЯНЫХ И НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

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

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

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

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

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

- лицензирование пользования недрами;

- государственный геологический контроль.

5.5. "Методические указания" используют и ими руководствуются:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

6. НАЗНАЧЕНИЕ МЕТОДОВ КОМПЛЕКСНОГО ИЗУЧЕНИЯ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, ИХ ОСОБЕННОСТИ И ПРИМЕНЕНИЕ

Структурная схема взаимоотношений существующих ГИС, ГДИС и ГХИ - лабораторных методов рекомендована стандартом СТ ЕАГО 046-01 "Геофизические исследования и работы в скважинах. Геофизические исследования разрезов скважин. КАРОТАЖ. Термины, определения, буквенные обозначения, измеряемые физические величины". М.: ЕАГО. 1998 (рисунок 1). Все виды исследований ГИС, ГДИС и ГХИ носят комплексный характер.

6.1. Задачи комплексных методов исследования скважин

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

6.1.1. Уточнение геологической модели в зоне расположения скважины:

- уточнение границ продуктивных толщин по разрезу скважины:

- определение положения продуктивных пластов и геологических неоднородностей в межскважинном пространстве.

6.1.2. Контроль за выработкой пластов при извлечении нефти или газа:

- определение профиля притока или приемистости, оценки состава притока;

- определение начального, текущего или остаточного нефте- и газонасыщения пласта.

6.1.3. Гидродинамический контроль фильтрационных свойств пласта:

- определение и прогноз продуктивности скважин;

- оценки энергетических свойств пласта;

- оценки фильтрационных свойств пласта;

- оценки изменения фильтрационных свойств в призабойной зоне.

6.1.4. Технологический контроль работы скважины:

- оценки работы элементов подземного оборудования;

- оценки состояния продукции в стволе работающей скважины;

- определение межпластовых перетоков;

- определение суммарных фазовых расходов скважины.

6.1.5. Технический контроль состояния скважины:

- уточнение положения элементов конструкции;

- оценки состояния внутриколонного пространства труб;

- выявление негерметичностей колонн и уточнение границ фильтра;

- контроль качества цементажа.

6.1.6. Контроль качества работ по интенсификации добычи:

- оценки эффективности очистки забоя;

- оценки эффективности вскрытия пласта;

- оценки эффективности очистки призабойной зоны;

- оценки эффективности воздействия на дальнюю зону пласта;

- оценки эффективности других мероприятий по изменению технического состояния скважины.

6.2. Геофизические методы

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

Рисунок 1. Виды геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах по СТ ЕАГО-046-01.

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

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

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

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

6.3. Гидродинамические методы исследования скважин

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

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

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

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

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

Гидропрослушивание скважин

Метод позволяет оценивать гидродинамическую связь между скважинами по пласту, выявлять непроницаемые границы, определять средние значения гидропроводности и пьезопроводности пласта между исследуемыми скважинами и оценивать степень участия матрицы трещиновато-пористого коллектора в разработке.

Методы ГДИС являются косвенными методами определения параметров пласта. Их теоретической и методической основой служат решения, так называемых, прямых и обратных задач подземной гидромеханики, которые не всегда имеют однозначное решение. Поэтому интерпретация данных ГДИС носит комплексный характер с использованием результатов ГИС, лабораторных и геолого-промысловых исследований.

По данным ГДИС, фильтрационные параметры пласта характеризуют средневзвешенные параметры в области дренажа скважин и между скважинами - средневзвешенную гидропроводность, пластовые давления, скин-фактор скважин и др.

Опробование и испытание пластов с помощью трубных пластоиспытателей или спускаемых на кабеле, отбор и лабораторные исследования пластовых флюидов и кернов служат для оценки пористости, проницаемости, насыщенностей кернов, оценки параметров вытеснения, анизотропии пласта по проницаемости и др.

6.4. Геохимические методы исследований

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

6.4.1. Метод фотоколориметрии

По изменению коэффициента светопоглощения нефти во времени можно судить о подключении к работе в данной скважине новых пластов вследствие изменения режима эксплуатации скважины, изменения условий закачки воды, гидроразрыва пластов, дострела новых пачек продуктивных пород и т.д.

Если точно установлены закономерности изменения коэффициента светопоглощения по площади залежи и по вертикали от пласта к пласту, то его систематические измерения позволяют судить о направлении перемещения нефти в пластах. При совместной добыче нефти из двух пластов, для которых известны и резко отличаются величины коэффициента светопоглощения, зная общий коэффициент светопоглощения добываемой нефти из этих пластов не трудно рассчитать относительные дебиты каждого пласта. Наиболее эффективно применение метода фотоколориметрии нефти в комплексе с другими методами, характеризующими работу пластов в скважинах.

6.4.2. Определение в нефти содержания микрокомпонентов металлов

Метод, основанный на использовании различия добываемых нефтей разных пластов по содержанию микрокомпонентов металлов: ванадия, кобальта, никеля применяется для контроля за процессом разработки.

Данный метод позволяет решать следующие задачи:

контролировать притоки нефтей из пластов, вскрытых перфорацией и эксплуатируемых единым фильтром;

выделять случаи перетока нефти от неперфорированного пласта к перфорированному, например, за счет нарушения герметичности заколонного пространства;

оценивать эффективность операций по повышению притока нефти, например, дострела пластов, кислотной обработки призабойной зоны, гидроразрыва пластов.

6.4.3. Изучение солевого состава добываемых вод

Метод основан на использовании различия солевого состава добываемых вод и позволяет решать следующие задачи:

идентификация различного типа вод (реликтовые, закачиваемые, "верхних", "нижних" и др. горизонтов и пропластков);

изучать совместимость вод, закачиваемых с пластовыми;

изучение проблемы солеотложений и коррозии;

изучение проблемы образования эмульсий и гидратов;

изучение мест притока вод в скважину.

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

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

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

Условные обозначения: 5 - один из лучших источников; 4 - хороший источник; 3 - полезный, удовлетворительный источник:

2 - худший источник, используется в комбинации с другими источниками информации

World Oil, Nov. 1978. Timmerman, 1982, Thakur G. C. & Satter A. 1998

Рисунок 2. Источники информации о параметрах пласта и их использовании.

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

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

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

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

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

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

7. ОПЫТ КОМПЛЕКСНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН НА ВСЕХ ЭТАПАХ "ЖИЗНИ" МЕСТОРОЖДЕНИЙ

В нормативном документе [1] по состоянию на 1991 год обобщен отечественный и зарубежный опыт и представлен "Принципиальный комплекс исследований по контролю разработки нефтяных месторождений" - по применению гидродинамических, промыслово-геофизических и физико-химических методов контроля на этапе разработки нефтяных месторождений.

Представлен также "Обязательный комплекс исследований" по контролю (который рекомендуется составлять соответствующим службам исследований и утверждается руководством производственного объединения). Обязательные комплексы могут быть типовыми (для группы разрабатываемых объектов) или индивидуальными (только для данного объекта).

В "Обязательный комплекс", как минимальный для всех разрабатываемых объектов, входит "Принципиальный комплекс". В номенклатуру "Обязательных комплексов" не включают исследования скважин, выходящих из бурения с помощью испытателей пластов на трубах и виды исследований, которые рассматриваются специальными дополнительными программами. К таким исследованиям могут относиться гидропрослушивание пластов, методы закачки индикаторов, исследования эффективности повышения нефтеотдачи и др.

Все исследования, включаемые в "Обязательный комплекс" осуществляются в соответствии с действующими руководящими документами.

Сокращение объемов исследований в "Обязательном комплексе" по сравнению с "Принципиальным" допускается без ущерба для контроля разработки месторождений и при соблюдении требований об охране недр и окружающей среды.

Виды и объемы исследований скважин приводятся раздельно для гидродинамических, физико-химических и тепловых методов воздействия на залежи.

"Принципиальный комплекс" гидродинамических, физико-химических и промыслово-геофизических методов исследований по контролю за разработкой регламентирует виды и объемы исследований.

"Принципиальный комплекс" рекомендуется рассматривать как минимальный для всех разрабатываемых объектов и включать во все типовые и индивидуальные обязательные комплексы.

В "Принципиальном комплексе" предусматриваются две стадии разработки - 1-я стадия слабой изученности залежи, характеризуется ростом фонда скважин, нестабильностью параметров процесса разработки и 2-я стадия - характеризуется достаточной изученностью МПФС, стабилизацией основных показателей разработки. Как следствие, на 2-й стадии возможно сокращение фонда исследуемых скважин с помощью глубинных приборов. Обе стадии разработки требуют разного, творческого подхода к видам и объемам исследований.

В практике работы многих нефтегазодобывающих и геофизических компаний и организаций с учетом геолого-промысловых условий, имеются составленные типовые - стандартные задачи комплексного контроля (ГИС, ГДИС и ГХИ) за разработкой нефтяных и газовых месторождений, справочники задач и результаты интерпретации ГИС-контроля, программы комплекса и периодичность промыслово-гидродинамических исследований скважин с указанием: объектов исследований, типовых задач, рекомендуемых условий, комплексов приборов и режимов измерений, объемов исследований и охвата категорий фонда скважин исследованиями, периодичности выполнения исследований (ОАО "Татнефть", АО "Татнефтегеофизика", ОАО "Лукойл-Западная Сибирь", ООО "Красноярскнефтегеофизика", ОАО "Когалымнефтегеофизика" и другие).

8. МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ КОМПЛЕКСИРОВАНИЯ ИЗУЧЕНИЯ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК НЕФТЯНЫХ И НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

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

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

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

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

8.3.1. Планирование исследований, составления программ комплексных работ на скважине, на месторождении, их этапирования;

8.3.2. Совместное проведение разных видов исследований как единого процесса, т.е. их комплексирования, когда это возможно;

8.3.3. Комплексная интерпретация, анализ результатов исследований и оценка их достоверности, обобщения всех полученных данных и рекомендации по их хранению в банке данных (в т.ч. с использованием компьютерных технологий).

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

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

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

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

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

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

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

I - рост добычи нефти во времени;

II - стабилизация добычи нефти;

III - крутое падение добычи нефти;

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

Часто Ш и IV стадии объединяются.

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

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

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

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

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

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

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

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

1. Проект пробной эксплуатации;

2. Технологические схемы опытно-промышленной разработки;

Рисунок 3. Сбор и анализ данных о пласте и исследовании скважин.

3. Технологическая схема разработки;

4. Проект разработки;

5. Уточненный проект разработки;

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

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

I этап - изучение геологического разреза;

II этап - оценка и подсчет запасов;

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

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

V этап - контроль за разработкой месторождений;

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

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

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

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

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

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

8.7.1. Планирование данных:

- почему нужна эта конкретная информация и кто является пользователем;

Таблица 3. Стадии создания геолого-технологических моделей [5]

- тип и вид данных и во что обходятся эти данные (какова их стоимость);

- когда получать эти данные;

- когда данные будут использованы;

- кто является ответственным за получение данных и их сохранение.

8.7.2. Сбор данных:

- где будут получать нужные данные;

- как часто это нужно делать;

- какова корректная, правильная процедура и каким методом она будет получена;

- оценка точности и достоверности данных, полученных различными комплексными методами;

- вопросы хранения носителей информации и данных в базе данных и поддержание базы данных и носителей информации.

8.7.3. Анализ и сохранение данных:

- выбор данных, заслуживающих доверия;

- сопоставление данных при решении каких-либо разных задач;

- знание доверительных интервалов данных;

- понимание многочисленных комплексных источников данных;

8.7.4. Синтез (обобщение) данных:

- обобщение, интерпретация данных;

-объединение и совместное обобщение данных методами системного анализа, синергизм данных.

9. ЗАДАЧИ, РЕШАЕМЫЕ С ПОМОЩЬЮ КОМПЛЕКСНЫХ МЕТОДОВ НА РАЗЛИЧНЫХ ЭТАПАХ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКОГО ИЗУЧЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

9.1. Этапы изучения месторождений

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

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

9.2.1. В опорных поисковых и параметрических скважинах рекомендуется руководствоваться обязательным комплексом исследований, приведенным в таблице 4 [2].

Таблица 4. Обязательный комплекс исследований для решения геологических задач в опорных и параметрических скважинах

Таблица 5. Обязательный комплекс ГИС при испытаниях в колонне

Таблица 6. Комплекс ГТИ при бурении опорных, параметрических, структурных, поисковых, оценочных и разведочных скважин

Примечания:

1) в нескольких скважинах на площади:

2) во всех поисковых и оценочных скважинах, в разведочных скважинах - при близости сейсмопрофилей:

3) в разрезах с карбонатными коллекторами:

4) во всех поисковых и оценочных скважинах, в разведочных скважинах при наклоне пластов более 5° к оси скважины.

9.2.2. Обязательный комплекс ГИС при испытании в колонне приведен в таблице 5 [2].

9.2.3. Обязательный комплекс исследований в открытом стволе для решения геологических и технических задач в структурных, поисковых, оценочных и разведочных скважинах приведен в таблице 6 [2].

9.2.4. Комплекс ГТИ при бурении поисковых, опорных, параметрических, структурных, оценочных и разведочных скважин приведен в таблице 7 [2].

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

9.3.1. Задачи исследований.

Задачи, которые необходимо решать с помощью гидродинамических (ГДИС), геофизических (ГИС) и геохимических (ГХИ) исследований на стадиях опытно-промышленной разработки и собственно разработки, условно разделяются на 2 большие группы:

Таблица 7. Обязательный комплекс исследований в открытом стволе для решения геологических и технических задач в структурных, поисковых, оценочных и разведочных скважинах

- получение и уточнение информации о залежи, продуктивных пластах и скважинах, необходимой для составления проектных технологических документов на разработку месторождений;

- получение информации, необходимой для осуществления контроля за разработкой месторождения.

9.3.2. При планировании и проведении исследовательских работ в процессе разработки месторождения необходимо выполнять все технологические условия исследований, чтобы результаты каждого исследования могли быть использованы как для решения текущих проблем по контролю за разработкой, так и при подготовке материалов для составления проектных документов на разработку месторождений.

9.3.3. Основными задачами, стоящими перед исследованиями на стадиях опытно-промышленной разработки и промышленной разработки, являются следующие:

- уточнение типа коллектора и геолого-гидродинамической модели залежи. Для трещиновато-пористого коллектора - оценка степени участия матрицы в разработке;

- оценка гидродинамической связи по пласту и выявление непроницаемых границ;

- определение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта и оценка их изменения по площади и во времени в процессе разработки;

- получение информации о гидродинамической обстановке в системе "скважина-пласт", необходимой для выбора способа эксплуатации скважин;

- оценка технического состояния скважин и технологического режима их работы;

- изучение энергетического состояния залежи и основных фильтрационных потоков;

- оценка трещиноватости пласта;

- изучение характера фильтрации жидкости. Выявление и оценка степени проявления неньютоновских свойств флюида и др.;

- оценка динамики текущей нефтенасыщенности;

- установление характера зависимости фильтрационных свойств от забойных давлений в добывающих и нагнетательных скважинах. Определение зависимости коэффициента продуктивности от депрессии на пласт при забойных давлениях выше и ниже давления насыщения;

- определение забойного давления, ниже которого начинается снижение коэффициента продуктивности. Определение давления насыщения по данным исследований скважин;

- определение критического давления раскрытия трещин в нагнетательных скважинах;

- определение раздельной добычи по пластам, вскрытым совместно;

- поинтервальное определение количества и состава протекающего флюида;

- поинтервальное определение фильтрационных характеристик;

- оценка состояния призабойной зоны скважин с целью выбора скважин для проведения работ по воздействию на призабойную зону и пласт;

- оценка технологической эффективности работ по воздействию.

10. ОБЯЗАТЕЛЬНЫЙ КОМПЛЕКС ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН НА СТАДИИ РАЗВЕДКИ И ОСВОЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

На разведочных объектах в формирующих нефтяных скважинах при выполнении нижеследующего обязательного комплекса ГДИС на стадии разведки и освоения нефтегазовых залежей при выполнении работ рекомендуется руководствоваться следующими методическими указаниями [2, 12, 14, 69].

10.1. Освоение и очистка

Время эксплуатации скважины через устьевой штуцер до полной очистки призабойной зоны от механических примесей в зависимости от проницаемости коллекторов: более 0.1 мкм2 - 36 ч; 0.1-0.05 мкм2 - 48 ч; 0.05-0.01 мкм2 - 72 ч; менее 0.01 мкм2 (пульсирующие) - 96 ч.

10.2. Гидродинамические исследования

10.2.1. Для скважин, эксплуатирующихся с высокими устойчивыми дебитами

10.2.1.1. Последовательная отработка скважины на 4-5 режимах прямым ходом (с минимального штуцера) и одном оптимальном режиме обратным ходом до их соответствия установившемуся состоянию. Время эксплуатации на одном режиме отработки составляет: для коллекторов с абсолютной проницаемостью более 0.1 мкм2 не менее 48 ч; 0.1-0.05 мкм2 - 72 ч; 0.05-0.01 мкм2 - 96 ч.

10.2.1.2. Замеры на каждом технологическом режиме установившихся дебитов жидкой и газообразной фаз пластового флюида. Замер дебита производится в течение не менее 4-х часов. Определение степени загрязнения нефти, содержания воды в нефти.

10.2.1.3. Замеры давлений и температуры - устьевых (трубного и затрубного), забойных на каждом установившемся режиме. Время выдержки манометра на забое (в интервале притока) не менее 30 минут. Снятие профилей давления и температуры по глубине скважины на каждом режиме (через 250 м).

10.2.1.4. Регистрация во времени двух-трех кривых восстановления давления на забое (КВД) и на устье после отработки на различных режимах. Время снятия кривой нарастания забойного давления для коллекторов с абсолютной проницаемостью более 0.1 мкм2 не менее 48 ч; 0.1-0.05 мкм2-72 ч; 0.05-0.01 мкм2 - 144 ч.

10.2.1.5. Разовый замер пластового давления после снятия КВД с выдержкой скважины в течение 24 ч.

10.2.2. Для пульсирующих низкодебитных скважин

10.2.2.1. Выдержка скважины в течение 24 ч после очистки с целью замера пластового давления.

10.2.2.2. Замер распределения давления и температуры по стволу простаивающей скважины (через 250 м) и пластового давления.

10.2.2.3. Эксплуатация скважины только на одном режиме в течение не более 192 ч.

10.2.2.4. Замер дебитов по нефти и газу при отработке через трапную установку.

10.2.2.5. Замер распределения давления и температуры по стволу скважины (через 250 м) перед снятием кривой нарастания забойного давления.

10.2.2.6. Снятие кривой восстановления забойного давления в течение не менее 144 ч.

10.2.2.7. Снятие профилей давления и температуры в стволе простаивающей скважины.

10.2.3. Для скважин с фонтанирующим высоким и устойчивым притоком нефти и воды

10.2.3.1. Эксплуатация скважины на штуцере (4-5 мм) до постоянства дебитов нефти и воды через трапную установку. Время отработки скважины определяется также как и для нефтяных фонтанирующих скважин.

10.2.3.2. Замеры установившихся дебитов нефти, газа и воды.

10.2.3.3. Замер устьевых и забойных давления и температуры, распределения давления и температуры по стволу скважины (через 250 м) перед закрытием на восстановление давления.

10.2.3.4. Снятие кривой восстановления забойного давления. Продолжительность регистрации нарастания давления определяется также как и для нефтяных фонтанирующих объектов.

10.2.3.5. Контрольный замер пластового давления и распределения давления и температуры по стволу простаивающей скважины (через 250 м). Для этого скважину выдерживают в течение 24 ч после снятия КВД.

10.2.4. Для скважин с низкими пластовыми давленими (с низкими статическими уровнями)

10.2.4.1. После промывки скважины замеряется пластовое давление (статический уровень).

10.2.4.2. Кратковременное возмущение скважины осуществляется пуском скважины в эксплуатацию ЭЦН, ШГН или свабированием. Замеряется (рассчитывается) дебит.

10.2.4.3. Скважины исследуются методом прослеживания уровня (с помощью эхолота) или регистрируют кривую восстановления давления с помощью глубинного манометра.

10.2.4.4. Методы обработки данных исследований таких скважин представлены в Приложении Б.

10.2.5. Отбор представительных проб пластовых флюидов

10.2.5.1. Количество отбираемых глубинных проб нефти из одной скважины должно быть не менее трех. Пробы пластовой нефти считаются представительными, если физико-химические характеристики не менее чем по двум пробам окажутся идентичными.

10.2.5.2. Для нефтяных скважин качественность проб определяется по следующему признаку: давление на глубине отбора пробы должно быть выше давления насыщения.

10.2.5.3. Глубина отбора пробы устанавливается по результатам анализа профилей давления и температуры в скважине, работающей на минимальном устьевом штуцере. Подбором соответствующих координат определяют величину давления и температуры, при которой начинается выделение свободного газа из нефти [48]. Спуск глубинных пробоотборников производится на глубину 400-500 м ниже отметки начала разгазирования нефти.

10.2.5.4. В случае малодебитных скважин (не фонтанирующих) и поступления свободного газа с забоя работающей скважины (что также устанавливается по результатам анализа кривых распределения давления и температуры по стволу) забойные пробы нефти не отбираются. Анализ пластовой нефти производится по рекомбинированной пробе, которая составляется из устьевых проб нефти и газа сепарации.

10.2.5.5. Отбор проб газа сепарации (с факельной линии) в контейнер.

11. ОБЯЗАТЕЛЬНЫЕ КОМПЛЕКСЫ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ, ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ И ГЕОХИМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН НА ЭТАПАХ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОЙ И ПРОМЫШЛЕННОЙ РАЗРАБОТОК

11.1. Минимальный комплекс ГИС, ГДИС, ТПИ, ГХИ и ГИРС по контролю за разработкой представлен в таблице 8. Рекомендуемые комплексы, периодичность проведения исследований указаны для эксплуатационных скважин различной категории по дебитам, по обводненности, при забойных давлениях выше и ниже насыщения, а также для нагнетательных, пьезометрических, наблюдательных, до и после проведения ГТМ.

11.2. Рекомендуется комплекс ГИС для контроля за разработкой, который представлен в таблице 9.

11.3. Обязательный и дополнительный комплексы исследований в открытом стволе для решения геологических и технических задач в эксплуатационных скважинах приведен в таблице 10 [2].

11.4. Комплекс ГТИ при бурении эксплуатационных скважин приведен в таблице 11 [2].

11.5. Обязательный и дополнительный комплексы ГИС в горизонтальных участках ствола эксплуатационных скважин приведен в таблице 12 [2].

11.6. Обязательный и дополнительный комплекс ГТИ при бурении горизонтальных скважин приведен в таблице 13 [2].

12. ТРЕБОВАНИЯ К КАЧЕСТВУ И ОБЪЕМАМ КОМПЛЕКСИРОВАННЫХ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

12.1. Качество и объемы комплексированных (ГИС, ГДИС и ГХИ) исследований скважин должны обеспечить максимальное получение информации о геолого-физических характеристиках продуктивных нефтяных и нефтегазовых залежей и пластов, необходимой для решения проблем проектирования, контроля и регулирования процессов разработки и добычи углеводородов.

12.2. Сроки, объемы, виды проведения комплексированных исследований скважин (ГИС = ГДИС = ГХИ) и их этапность, интервальность проведения в соответствии с настоящим "Методическим руководством" устанавливаются в геолого-технических проектах и лицензионных соглашениях на право пользования недрами.

12.3. Соответствие сроков, объемов и качества выполнения комплексированных исследований скважин проектам и лицензиям на использование недр, контролируется органами государственного геологического контроля, органами государственного горного надзора, Центральной комиссией по разработке Минэнерго РФ, действующими в пределах их компетенции в соответствии с утвержденными положениями об их деятельности.

12.4. Регистрация и хранение данных комплексированных исследований и отдельных их составляющих рекомендуется осуществлять в цифровом виде, под компьютерным управлением и контролем, в форматах и стандартах регистрации, принятых соответствующими "Техническими инструкциями", обеспечивающими возможность передачи первичной информации по каналам связи и ее архивации в электронных базах и банках данных. Компьютерные программы регистрации должны обеспечивать метрологический контроль качества в ходе регистрации.

12.5. Конечные результаты комплексированных исследований скважин и отдельных их составляющих должны включать данные о геолого-физических характеристиках, предусмотренные в таблицах 4, 5, 6 и на рисунке 6.

12.6. По результатам комплексированных исследований скважин и отдельных их видов должны составляться заключения с рекомендациями по практическому их использованию с информацией об экономических аспектах их реализации.

12.7. Итоговое заключение по результатам комплексированных исследований скважин должно содержать информацию о задачах исследований, методических и теоретических (схематично) обоснованиях, выбранных способах исследований, объемах выполненных исследований и примененных методиках обработки данных исследований скважин (в т.ч. с использованием компьютерных технологий), их соответствии "обязательным" и "дополнительным" комплексам и согласно настоящих "Методических указаний", рекомендациях по практическому использованию результатов с оценкой экономических аспектов проведенных работ и реализации рекомендаций.

12.8. Схематическое соотношение различных этапов разработки, стадий проектирования и применения комплексированных методов исследований скважин и пластов приведено на рисунке 4.

Таблица 8. Минимальный комплекс гидродинамических, промыслово-геофизических исследований по контролю за разработкой нефтяных месторождений

Условные обозначения:

Примечание к таблице 8.

а) Исследования рекомендуется проводить со следующим процентом охвата указанной категории скважин: 1 - 100%, 2 - 50%, 3 - 3-5%.

б) Рекомендации в числителе относятся к начальной стадии разработки - стадии слабой изученности залежи, а в знаменателе - стадии достаточной изученности, стадии возможного сокращения объемов.

Таблица 9. Комплексы исследований при решении задач на различных этапах разработки нефтяных и газовых месторождений