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

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 заложен 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 мг/см³ 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.