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

- глоссарий мнемоник и условные  обозначения, использованные в  заключении.

В промежуточных заключениях указывают  также методы, которые следует провести повторно в ранее исследованных интервалах при исследованиях нижележащих отложений.

7.3.3.1 В заключении необходимо  использовать следующие термины,  определяющие коллекторские свойства  пород:

- для оценки способностей пород вмещать и отдавать флюиды — коллектор, возможный коллектор, неколлектор;

- для оценки состава и содержания  подвижных флюидов — коллектор  продуктивный (нефтегазонасыщеыный), водоносный, переходная зона нефтенасыщенного (или газонасыщенного) пласта, неопределенный характер насыщенности.

При наличии надежных данных (например, результатов опробования пластов приборами на кабеле или на трубах, газового каротажа и других сведений) продуктивные коллекторы разделяют на нефтенасыщенные и газонасыщенные.

7.3.3.2 Коллекторы, однозначно охарактеризованные как нефтенасыщенные или газонасыщенные, рекомендуют к испытанию в поисковых скважинах; в оценочных и разведочных скважинах — только в случае их залегания ниже гипсометрической отметки пластов, ранее испытанных в других скважинах.

Рекомендации об интервалах повторного вскрытия продуктивных пластов в  эксплуатационных скважинах выдают с учетом предложений недропользователя о размещении интервалов перфорации.

7.3.3.3 Испытания пластов в обсаженных  поисково-разведочных скважинах могут рекомендоваться также со следующими специальными целями:

- определение положения ВНК  (ГВК) и ГНК;

- установление коллекторских свойств  пород (коллектор, неколлектор);

- исследования, необходимые для  повышения эффективности (однозначности)  интерпретации данных ГИС.

7.3.3.4 Таблица результатов оперативной  интерпретации (приложение Ж)  должна содержать количественные  характеристики (параметры) коллекторов  и возможных коллекторов. Данные  представляют в попластовом варианте  обработки или в варианте  непрерывной обработки с шагом 0,2 м с разбивкой их массива на относительно однородные пласты-коллекторы или возможные коллекторы.

7.3.3.5 Графическое представление  результатов интерпретации должно  содержать минимальное количество  геофизических кривых, необходимых для чтения и анализа информации (см., например, приложение И), заголовок — полные или сокращенные имена кривых и вычисленных параметров на русском языке. Если в программном обеспечении используются англоязычные мнемоники, их расшифровка должна быть указана под распечатанными кривыми.

7.3.3.6 На этапе оперативной интерпретации  проводят окончательную оценку  качества первичных данных ГИС.  В заключении должны быть указаны  методы исследований, результаты интерпретации которых не совпадают с результатами интерпретации данных остального комплекса ГИС и не учтены при подготовке окончательного заключения, а также причины такого несовпадения.

7.3.4 Окончательное заключение утверждается  производителем работ (главным  геологом геофизического предприятия)  и выдается недропользователю после проведения всех запланированных скважинных исследований. Сроки представления заключения устанавливаются по соглашению между недропользователем и производителем работ.

7.4 Сводная интерпретация

7.4.1 Сводную интерпретацию проводят при подсчете (пересчете) запасов нефти и газа месторождения или отдельной залежи. Она включает количественные определения параметров коллекторов (эффективных толщин, коэффициентов пористости, проницаемости, нефте- и газонасыщенности, извлечения, положений межфлюидных контактов) и их площадного распределения, что необходимо для проектирования разработки или дальнейшей (детальной) разведки месторождений. Сводную интерпретацию выполняют с использованием индивидуального для данной залежи петрофизического обеспечения в соответствии с требованиями нормативного документа 2.9.

7.4.2 Сводную интерпретацию проводят  по результатам ГИС всех поисковых,  оценочных и разведочных скважин,  пробуренных на месторождении,  а при пересчете запасов — по результатам исследований этих и части эксплуатационных скважин с использованием накопленной геологической и промысловой информации об объекте подсчета (пересчета) запасов: результатов анализов керна, данных опробований, испытаний и опытно-промышленной эксплуатации.

Для проведения работ по сводной интерпретации привлекаются геофизические предприятия, тематические, научно-исследовательские и другие организации различных форм собственности.

7.4.3 Результаты сводной интерпретации  составляют неотъемлемый раздел  отчетов с подсчетом (пересчетом) запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов, содержание которого предопределено нормативным документом 2.9.

В разделе последовательно освещаются:

- геолого-технические условия проведения  ГИС (конструкции скважин, свойства  промывочной жидкости, термобарические условия залегания пород);

- комплекс ГИС и технические  средства его реализации: применяемые  лаборатории, подъемники, кабели, скважинные приборы; метрологическое обеспечение; масштабы, интервалы и полнота исследований; эффективность ГИС для решения геологических и технологических задач;

- петрофизическое обоснование  методик геологической интерпретации,  граничные значения геологических  (коэффициентов пористости, проницаемости,  глинистости) и геофизических  (значения естественной гамма-активности, a_пс, r_п и т.д.) параметров, разделяющих коллекторы и неколлекторы, и способы их определения;

- классификация коллекторов по  структуре перового пространства, качественные признаки и количественные  критерии их выделения;

- методики расчета по геофизическим данным коэффициентов гранулярной, трещинной и каверновой емкости, нефте- и газонасыщенности, остаточных нефте- и газонасыщенности, глинистости, проницаемости и удельной продуктивности коллекторов;

- таблицы фактических значений  подсчетных параметров — эффективных нефте- и газонасыщенных толщин, коэффициентов пористости, нефте- и газонасыщенности, положений межфлюидных контактов;

- карты суммарных эффективных  толщин, равных значений пористости, нефте- и газонасыщенности;

- сводные планшеты геолого-геофизических материалов с результатами их интерпретации по продуктивным частям разреза каждой скважины.

На планшетах указываются также: стратиграфическая приуроченность отложений; интервалы отбора и выноса керна в соответствии с его  привязкой; границы и номенклатура пластов; интервалы залегания коллекторов и их литологические особенности; значения общей и эффективных нефте- и газонасыщенных толщин, пористости, проницаемости и нефтенасыщенности по ГИС и керну; кривые и даты выполнения ГИС; интервалы и даты перфорации, типы перфораторов и плотность перфорации; результаты испытаний; положения контактов между пластовыми флюидами; положения цементных мостов; качество цементажа обсадной колонны.

Для обеспечения контроля результатов  определений подсчетных параметров экспертизой на планшете приводят технические условия проведения ГИС: альтитуду ротора и удлинение ствола в кровле и подошве продуктивного интервала; время и продолжительность бурения скважины и отдельно продуктивного горизонта; конструкцию открытого ствола и обсадных колонн; параметры промывочной жидкости; сведения об интервалах и интенсивности поглощений промывочной жидкости (приложение К).

7.4.4 Материалы отчета по подсчету запасов должны содержать все данные, необходимые для проверки результатов подсчета без личного участия авторов.

Материалы ГИС, полученные в цифровом виде, и расчеты, выполненные на электронно-вычислительной технике, представляются в графической или табличной формах. В случае серьезных расхождений авторских и экспертных результатов экспертизе должны быть дополнительно представлены первичные материалы на магнитных носителях, программы обработки, руководство пользователя к программам. Контрольные определения выполняют совместно эксперты и авторы.

7.5 Петрофизическое обеспечение  геологической интерпретации

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

7.5.2 Минимальный комплекс петрофизических  связей включает:

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

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

- связь между относительной a_пс амплитудой ПС и относительными показаниями DJg гамма-каротажа с коэффициентами весовой С_гл, объемной k_гл или относительной h глинистости, где k_гл= C_гл /(l – k_п); h = k_гл / (k_гл + k_п);

- взаимосвязи между петрофизическими величинами:

а) для определения нижнего граничного значения пористости коллекторов — связь между общей k_п, эффективной k_{п эф} и динамической k_{п дин} пористостями, где k_{п эф} = k_п (l – k_во), k_{п дин} = k_п (l – k_вo – k_но); k_вo - коэффициент остаточной (неснижаемой) водонасыщенности, k_но— коэффициент остаточной нефтенасыщенности;

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

в) для определения проницаемости  — построения связей между общей  пористостью k_п и коэффициентами абсолютной k_пр и эффективной k_{пр эф} проницаемости, где k_{пр эф} — проницаемость, определяемая на образцах керна при наличии в поровом пространстве остаточной водонасыщенности.

7.5.3 Используют 2 вида петрофизических  связей: «керн-керн» и «ГИС-керн»:

- для построения связей «керн-керн»  геофизические (Dt, s, P, А_да, DJg) и коллекторские (k_п, k_np, k_нг, k_гл, k_в, k_вo, k_но) параметры измеряют на образцах керна, в том числе Dt, P, k_п, k_пр — при термобарических условиях, аналогичных пластовым;

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

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

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

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

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

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

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

 

8 ТЕХНОЛОГИЯ ИЗУЧЕНИЯ  ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ НЕОБСАЖЕННЫХ  СКВАЖИН

 

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

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

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

8.1 Общие исследования

8.1.1 Общие исследования обеспечивают:

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

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