Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах

- 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.