ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИНЫ ПО НЕУСТОЙЧИВОМУ РЕЖИМУ ПРОСАЧИВАНИЯ

Yuklangan vaqt

2024-03-11

Yuklab olishlar soni

2

Sahifalar soni

36

Faytl hajmi

62,7 KB


ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИНЫ ПО НЕУСТОЙЧИВОМУ РЕЖИМУ ПРОСАЧИВАНИЯ ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИНЫ ПО НЕУСТОЙЧИВОМУ РЕЖИМУ ПРОСАЧИВАНИЯ
Содержание Введение…………………………………………………………………………..4 Теоритическая часть 1. Испытание и исследование скважин……………………………………..5 2. Перфорация скважин……………………………….…………………….12 3. Освоение скважин и ускорение стока…………………………………...14 4. Проведение исследований в скважинах…………………………………16 5. Бурение поисковых скважин……………………………………………..19 6. Строительство и испытание с использованием поисковых скважин….21 Практическая часть Расчетная часть…………………………………………………………………..35 Заключение...........................................................................................................39 Список литературы…………………………………………………………….41 Содержание Введение…………………………………………………………………………..4 Теоритическая часть 1. Испытание и исследование скважин……………………………………..5 2. Перфорация скважин……………………………….…………………….12 3. Освоение скважин и ускорение стока…………………………………...14 4. Проведение исследований в скважинах…………………………………16 5. Бурение поисковых скважин……………………………………………..19 6. Строительство и испытание с использованием поисковых скважин….21 Практическая часть Расчетная часть…………………………………………………………………..35 Заключение...........................................................................................................39 Список литературы…………………………………………………………….41
Введение Нефть и газ – горючие полезные ископаемые углеводородного состава, называемые соответственно жидкими и газообразными углеводородами или, т.M.По Губкину называются каустобиолитами, состоящими из углерода и водорода. Их характерными признаками являются удельный вес: для нефти – небольшой по сравнению с водой (в среднем от 0,8 до 0,9 г/см3), для газа – более легкий, чем воздух (в среднем 0,65-0,75 г /см3). Их теплоотдача значительно выше, чем у других видов топлива, и достигает 12 000 ккал в нефти и 13 000 ккал в Газе. Таким образом, нефть и газ представляют собой важный энергетический ресурс. Двадцатое столетие считалось действительно важным периодом использования нефти, газа и конденсата в народном хозяйстве (технике). Продуктами переработки углеводородов являются газообразные вещества, строительные и лакокрасочные материалы, заменители металлов, нефть и др. Введение Нефть и газ – горючие полезные ископаемые углеводородного состава, называемые соответственно жидкими и газообразными углеводородами или, т.M.По Губкину называются каустобиолитами, состоящими из углерода и водорода. Их характерными признаками являются удельный вес: для нефти – небольшой по сравнению с водой (в среднем от 0,8 до 0,9 г/см3), для газа – более легкий, чем воздух (в среднем 0,65-0,75 г /см3). Их теплоотдача значительно выше, чем у других видов топлива, и достигает 12 000 ккал в нефти и 13 000 ккал в Газе. Таким образом, нефть и газ представляют собой важный энергетический ресурс. Двадцатое столетие считалось действительно важным периодом использования нефти, газа и конденсата в народном хозяйстве (технике). Продуктами переработки углеводородов являются газообразные вещества, строительные и лакокрасочные материалы, заменители металлов, нефть и др.
Испытание и исследование скважин Опробование и исследование скважин проводится с целью извлечения пластовых жидкостей и газов из потенциально продуктивных пластов с целью определения характера насыщения и продуктивных свойств пласта. Выделяют следующие виды геолого-разведочных работ: 1. Опробование пласта (объекта), которое может быть продуктивным (по данным КГТ) – комплекс работ по получению качественных характеристик насыщения разреза, открытого скважиной в процессе бурения. Для этой задачи используются тестеры слоев в трубах и кабеле. 2. Опробование (эксплуатация) пласта (объекта), которое может быть продуктивным (по данным КГТ) – комплекс работ, выполняемых на скважине с целью получения количественных характеристик притока пластовых флюидов в скважину. 3. Интенсификация притока углеводородов в скважину-комплекс работ, направленных на получение притока промышленного значения или увеличение притока нефти и газа. Важным условием получения достоверных результатов испытаний и испытаний является качественное вскрытие продуктивных пластов в процессе бурения. Технология бурения перспективных интервалов геологического разреза в период поисковых работ должна быть направлена на обеспечение оптимальных условий проведения геофизических исследований скважин и получение исходных материалов, предусмотренных геолого-техническим регламентом. Это является необходимым условием обоснованного разделения потенциально производительных объектов, установленных для проведения гидродинамических исследований с использованием пластовых испытаний (ИП, ОПК) в кабельной промышленности в процессе бурения. Испытание и исследование скважин Опробование и исследование скважин проводится с целью извлечения пластовых жидкостей и газов из потенциально продуктивных пластов с целью определения характера насыщения и продуктивных свойств пласта. Выделяют следующие виды геолого-разведочных работ: 1. Опробование пласта (объекта), которое может быть продуктивным (по данным КГТ) – комплекс работ по получению качественных характеристик насыщения разреза, открытого скважиной в процессе бурения. Для этой задачи используются тестеры слоев в трубах и кабеле. 2. Опробование (эксплуатация) пласта (объекта), которое может быть продуктивным (по данным КГТ) – комплекс работ, выполняемых на скважине с целью получения количественных характеристик притока пластовых флюидов в скважину. 3. Интенсификация притока углеводородов в скважину-комплекс работ, направленных на получение притока промышленного значения или увеличение притока нефти и газа. Важным условием получения достоверных результатов испытаний и испытаний является качественное вскрытие продуктивных пластов в процессе бурения. Технология бурения перспективных интервалов геологического разреза в период поисковых работ должна быть направлена на обеспечение оптимальных условий проведения геофизических исследований скважин и получение исходных материалов, предусмотренных геолого-техническим регламентом. Это является необходимым условием обоснованного разделения потенциально производительных объектов, установленных для проведения гидродинамических исследований с использованием пластовых испытаний (ИП, ОПК) в кабельной промышленности в процессе бурения.
Технология бурения перспективных интервалов геологического разреза в период поисковых работ должна обеспечивать создание необходимых условий для получения относительно полной и достоверной геофизической информации и в то же время обеспечивать максимальное сохранение характеристик залегания пластов в зоне обводнения скважин. Это необходимо для успешного выполнения работ по опробованию скважин в открытом стволе с выполнением полного комплекса гидродинамических исследований выделенных объектов. Основными показателями соответствия выбранной технологии вскрытия геолого-физическим свойствам коллекторных пород и физико- химическим свойствам насыщающих их флюидов являются отсутствие сложностей в стволе скважины при бурении соответствующих интервалов разреза и минимальная степень влияния процессов бурения и сопутствующих операций на гидродинамические параметры и производительность пластов. Тестирование слоев в процессе бурения. Под пластовыми испытаниями понимается комплекс работ, выполняемых по выведению потока флюидов из пласта на поверхность, отбору проб пластовых флюидов, определению характера насыщения и продуктивных характеристик пласта. Большое значение в этом комплексе имеют работы, проводимые по опробованию эксплуатационного конька вплоть до его разгрузки и цементации. На практике используются многослойные кабельные тестеры (НДС) и многослойные буровые установки (НДС). Для оценки характера насыщения пластов и выполнения ряда других задач применяют пластовые тестеры, опускаемые в скважину на каротажном кабеле. Измерение пластового давления при проведении гидродинамического каротажа (ГДК) в различных пластах и пластах многослойных месторождений может быть использовано для определения гидродинамического соотношения различных участков кучи. Проведение последовательных измерений через каждые 0,2-0,4 м дает возможность составить профиль проводимости Технология бурения перспективных интервалов геологического разреза в период поисковых работ должна обеспечивать создание необходимых условий для получения относительно полной и достоверной геофизической информации и в то же время обеспечивать максимальное сохранение характеристик залегания пластов в зоне обводнения скважин. Это необходимо для успешного выполнения работ по опробованию скважин в открытом стволе с выполнением полного комплекса гидродинамических исследований выделенных объектов. Основными показателями соответствия выбранной технологии вскрытия геолого-физическим свойствам коллекторных пород и физико- химическим свойствам насыщающих их флюидов являются отсутствие сложностей в стволе скважины при бурении соответствующих интервалов разреза и минимальная степень влияния процессов бурения и сопутствующих операций на гидродинамические параметры и производительность пластов. Тестирование слоев в процессе бурения. Под пластовыми испытаниями понимается комплекс работ, выполняемых по выведению потока флюидов из пласта на поверхность, отбору проб пластовых флюидов, определению характера насыщения и продуктивных характеристик пласта. Большое значение в этом комплексе имеют работы, проводимые по опробованию эксплуатационного конька вплоть до его разгрузки и цементации. На практике используются многослойные кабельные тестеры (НДС) и многослойные буровые установки (НДС). Для оценки характера насыщения пластов и выполнения ряда других задач применяют пластовые тестеры, опускаемые в скважину на каротажном кабеле. Измерение пластового давления при проведении гидродинамического каротажа (ГДК) в различных пластах и пластах многослойных месторождений может быть использовано для определения гидродинамического соотношения различных участков кучи. Проведение последовательных измерений через каждые 0,2-0,4 м дает возможность составить профиль проводимости
исследуемого сечения и определить эффективную толщину с совершенством, чего не могут сделать другие методы. Основными частями тестера (НДС) на слоевой трос являются резиновый башмак 1, зажимное устройство 2 и баллон для слоевой жидкости 3 (рис.9.2). Контроль за работой тестера осуществляется по тросу, который опускает его в скважину. После того, как НДС опускается в скважину и устанавливается на испытательном пункте на заданной глубине, башмак крепится к стенке скважины с помощью зажимного (крепежного) устройства и изолирует ее участок от бурового раствора 4 в стволе скважины. Затем этот участок соединяется с баллоном через канал. Под действием разности давлений между пластовым давлением в породах и атмосферным давлением в баллоне жидкость и газ перемещаются из слоя в баллон. После завершения отбора проб баллон закрывают, зажимное устройство освобождает башмак, а оборудование извлекают из скважины вместе с образцом. После извлечения оборудования из скважины измеряют давление в баллонах, затем берут пробу и проводят исследование. При исследовании образцов измеряют: объем газа, нефти и воды; компонентный состав углеводородных газов; плотность, вязкость и удельное электрическое сопротивление жидкости; водопроницаемость и удельное сопротивление фильтрата контрольного образца промывочной жидкости, взятого в испытательном пункте в скважине; также проводят люминесцентное исследование образца жидкости, при необходимости проводят химический анализ проб воды и анализ неуглеродных газов. НДС нельзя применять на рыхлых породах, которые разлагаются в углублениях, и на пологих участках стволов из-за невозможности обеспечить надежную герметизацию участка извлечения. Такие объекты проверяются с помощью тестеров в трубах с установкой Пакера в твердых породах, лежащих выше. исследуемого сечения и определить эффективную толщину с совершенством, чего не могут сделать другие методы. Основными частями тестера (НДС) на слоевой трос являются резиновый башмак 1, зажимное устройство 2 и баллон для слоевой жидкости 3 (рис.9.2). Контроль за работой тестера осуществляется по тросу, который опускает его в скважину. После того, как НДС опускается в скважину и устанавливается на испытательном пункте на заданной глубине, башмак крепится к стенке скважины с помощью зажимного (крепежного) устройства и изолирует ее участок от бурового раствора 4 в стволе скважины. Затем этот участок соединяется с баллоном через канал. Под действием разности давлений между пластовым давлением в породах и атмосферным давлением в баллоне жидкость и газ перемещаются из слоя в баллон. После завершения отбора проб баллон закрывают, зажимное устройство освобождает башмак, а оборудование извлекают из скважины вместе с образцом. После извлечения оборудования из скважины измеряют давление в баллонах, затем берут пробу и проводят исследование. При исследовании образцов измеряют: объем газа, нефти и воды; компонентный состав углеводородных газов; плотность, вязкость и удельное электрическое сопротивление жидкости; водопроницаемость и удельное сопротивление фильтрата контрольного образца промывочной жидкости, взятого в испытательном пункте в скважине; также проводят люминесцентное исследование образца жидкости, при необходимости проводят химический анализ проб воды и анализ неуглеродных газов. НДС нельзя применять на рыхлых породах, которые разлагаются в углублениях, и на пологих участках стволов из-за невозможности обеспечить надежную герметизацию участка извлечения. Такие объекты проверяются с помощью тестеров в трубах с установкой Пакера в твердых породах, лежащих выше.
С помощью НДС и ВНД различают газо-, нефте - и водонасыщенные интервалы по количеству и составу газов и жидкостей, взятых в образцах НДС, и по изменению профиля проницаемости ВНД при переходе от газообразного участка пласта к нефтяному. Возможность этих методов надежного разделения по вертикали (0,2-0,4 м) обеспечивает достаточно детальное определение состояния контактов даже при небольшой толщине газо -, нефте- и водонасыщенных интервалов или слоев. Материалы НДС и ВНД могут быть использованы для определения предельных показателей пористости и проницаемости. В каротажном кабеле тестеры слоев предназначены в основном для получения слоистых флюидов из слоев гранулированного типа, определения характера их насыщения, определения эффективных толщин, разделения границ СНК, ГСК, ГНК. Опробование пластов в трубопроводе испытателями (НДС) в процессе бурения проводится для определения нефтегазоносности пластов, получения и исследования пластовых флюидов, определения их физико-химических свойств, определения гидродинамических параметров испытуемых объектов, разделения границ СНК, ГСК, ГНК и др. План выполнения работ по испытанию пластов с применением НДС в процессе бурения должен содержать следующие основные сведения: • до и после работы с тестерами слоев затем комплекс необходимых и достаточных геофизических исследований; • диапазон и скорость обработки ствола скважины перед испытанием; • интервал, в течение которого проводятся испытания ствола скважины; • тип испытательного оборудования и его комплектация; • оборудование скважины в процессе испытаний; • технологические параметры проведения испытательных работ и др. С помощью НДС и ВНД различают газо-, нефте - и водонасыщенные интервалы по количеству и составу газов и жидкостей, взятых в образцах НДС, и по изменению профиля проницаемости ВНД при переходе от газообразного участка пласта к нефтяному. Возможность этих методов надежного разделения по вертикали (0,2-0,4 м) обеспечивает достаточно детальное определение состояния контактов даже при небольшой толщине газо -, нефте- и водонасыщенных интервалов или слоев. Материалы НДС и ВНД могут быть использованы для определения предельных показателей пористости и проницаемости. В каротажном кабеле тестеры слоев предназначены в основном для получения слоистых флюидов из слоев гранулированного типа, определения характера их насыщения, определения эффективных толщин, разделения границ СНК, ГСК, ГНК. Опробование пластов в трубопроводе испытателями (НДС) в процессе бурения проводится для определения нефтегазоносности пластов, получения и исследования пластовых флюидов, определения их физико-химических свойств, определения гидродинамических параметров испытуемых объектов, разделения границ СНК, ГСК, ГНК и др. План выполнения работ по испытанию пластов с применением НДС в процессе бурения должен содержать следующие основные сведения: • до и после работы с тестерами слоев затем комплекс необходимых и достаточных геофизических исследований; • диапазон и скорость обработки ствола скважины перед испытанием; • интервал, в течение которого проводятся испытания ствола скважины; • тип испытательного оборудования и его комплектация; • оборудование скважины в процессе испытаний; • технологические параметры проведения испытательных работ и др.
По результатам испытания слоя составляется акт, в котором отражаются результаты выполненных работ по установленной форме. Тестеры пластовых трубопроводов (НДС) представляют собой совокупность инструментов (приспособлений), опускаемых в скважину в буровых трубопроводах (рис.9.3). Работы выполняются с участием буровой бригады. Процесс тестирования заключается в следующем. Часть ствола скважины, находящаяся напротив испытываемого интервала, изолируется от остальной части скважины с помощью Пакера. Затем ковшовая подземная область скважины сливается с бурильными трубами, где давление столба жидкости ниже давления пласта. За счет разности давлений происходит отток жидкости из испытуемого интервала. По истечении заданного времени (времени протекания) бурильные трубопроводы подземного участка Пакера изолируют. Пластовые испытания в буровых трубах и каротажном кабеле должны сочетаться в комплексе работ по испытанию скважин в процессе бурения в зависимости от конкретных геолого-технических условий и поставленных задач. Многослойные кабельные тестеры эффективны для детального тестирования SNC и GNC с целью разделения, определения эффективной толщины слоя и изучения относительных изменений проводимости по толщине коллектора. Они отличаются высокой оперативностью и экономичностью. Поэтому их применяют для экспресс-оценки характера насыщения слоев: от определения целесообразности применения дорогостоящего метода тестирования до опускания тестера слоя в трубах; после проведения работ с тестерами на трубопроводах – для детального исследования испытываемого интервала. Испытание скважин на эксплуатационном хребте. Опробование скважин на эксплуатационной гряде проводится в соответствии с проектом строительства скважин и планом их опробования. В ней приводится задача По результатам испытания слоя составляется акт, в котором отражаются результаты выполненных работ по установленной форме. Тестеры пластовых трубопроводов (НДС) представляют собой совокупность инструментов (приспособлений), опускаемых в скважину в буровых трубопроводах (рис.9.3). Работы выполняются с участием буровой бригады. Процесс тестирования заключается в следующем. Часть ствола скважины, находящаяся напротив испытываемого интервала, изолируется от остальной части скважины с помощью Пакера. Затем ковшовая подземная область скважины сливается с бурильными трубами, где давление столба жидкости ниже давления пласта. За счет разности давлений происходит отток жидкости из испытуемого интервала. По истечении заданного времени (времени протекания) бурильные трубопроводы подземного участка Пакера изолируют. Пластовые испытания в буровых трубах и каротажном кабеле должны сочетаться в комплексе работ по испытанию скважин в процессе бурения в зависимости от конкретных геолого-технических условий и поставленных задач. Многослойные кабельные тестеры эффективны для детального тестирования SNC и GNC с целью разделения, определения эффективной толщины слоя и изучения относительных изменений проводимости по толщине коллектора. Они отличаются высокой оперативностью и экономичностью. Поэтому их применяют для экспресс-оценки характера насыщения слоев: от определения целесообразности применения дорогостоящего метода тестирования до опускания тестера слоя в трубах; после проведения работ с тестерами на трубопроводах – для детального исследования испытываемого интервала. Испытание скважин на эксплуатационном хребте. Опробование скважин на эксплуатационной гряде проводится в соответствии с проектом строительства скважин и планом их опробования. В ней приводится задача
скважины и объем работ по испытанию пластов с учетом характеристик вскрытого сечения. План испытаний составляется организацией по разведке нефти и газа и утверждается главным геологом. На основании плана испытаний составляется и утверждается руководством экспедиции комплексный план работ, в котором указываются методы и сроки проведения поисково-нефтегазоразведочной экспедицией испытаний (в зависимости от глубины, количества объектов, техники и технологии) и ответственные исполнители по каждому виду работ. Дополнительные работы, подлежащие выполнению в процессе испытаний (например, дополнительные геофизические исследования или работы по интенсификации течения), должны быть включены в комплексный план работ. Запрещается опробование объектов при отсутствии цемента за гребнем напротив интервалов, предусмотренных для испытаний. Продуктивные слои, перекрываемые промежуточным гребнем, должны быть проверены в процессе бурения до опускания эксплуатационного гребня. Для сбора или сжигания нефти на расстоянии не менее 150 метров от скважины оборудуют нефтебазы или нефтебазу. Газ, выделяющийся при вентиляции или эксплуатации скважин, должен гореть в горелке. Во избежание открытого нефтегазового фонтана необходимо иметь запас качественного глинистого раствора не менее чем в двух объемах скважины. Независимо от способа формирования потока испытания объектов проводятся снизу вверх. При значительной литологической изменчивости продуктивного слоя и большой толщине испытания их горно-геофизических характеристик проводятся по интервалам с учетом их неоднородности и типов коллекторных скважины и объем работ по испытанию пластов с учетом характеристик вскрытого сечения. План испытаний составляется организацией по разведке нефти и газа и утверждается главным геологом. На основании плана испытаний составляется и утверждается руководством экспедиции комплексный план работ, в котором указываются методы и сроки проведения поисково-нефтегазоразведочной экспедицией испытаний (в зависимости от глубины, количества объектов, техники и технологии) и ответственные исполнители по каждому виду работ. Дополнительные работы, подлежащие выполнению в процессе испытаний (например, дополнительные геофизические исследования или работы по интенсификации течения), должны быть включены в комплексный план работ. Запрещается опробование объектов при отсутствии цемента за гребнем напротив интервалов, предусмотренных для испытаний. Продуктивные слои, перекрываемые промежуточным гребнем, должны быть проверены в процессе бурения до опускания эксплуатационного гребня. Для сбора или сжигания нефти на расстоянии не менее 150 метров от скважины оборудуют нефтебазы или нефтебазу. Газ, выделяющийся при вентиляции или эксплуатации скважин, должен гореть в горелке. Во избежание открытого нефтегазового фонтана необходимо иметь запас качественного глинистого раствора не менее чем в двух объемах скважины. Независимо от способа формирования потока испытания объектов проводятся снизу вверх. При значительной литологической изменчивости продуктивного слоя и большой толщине испытания их горно-геофизических характеристик проводятся по интервалам с учетом их неоднородности и типов коллекторных
пород; при этом при испытаниях по объектам на хребте должны быть изучены подземные и краевые пластовые воды, определены их гидродинамические свойства и уточнено состояние газоносных, газонефтяных и водоносных контактов. При заборе воды из нефтегазоносных пластов в скважины, расположенные по контуру нефтегазового месторождения, необходимо определить место возникновения водотока и причины его поступления в скважину. Способ вскрытия объекта с помощью конусной перфорации выбирается в каждом отдельном случае с учетом конструкции скважины, температуры пласта, типа коллекторных пород, методов испытаний и исследований, а также возможности возврата в вышележащие слои в интервале испытаний. Плотность перфорационного вскрытия объектов испытаний определяется экспериментально для каждого района. Перфорация скважин пород; при этом при испытаниях по объектам на хребте должны быть изучены подземные и краевые пластовые воды, определены их гидродинамические свойства и уточнено состояние газоносных, газонефтяных и водоносных контактов. При заборе воды из нефтегазоносных пластов в скважины, расположенные по контуру нефтегазового месторождения, необходимо определить место возникновения водотока и причины его поступления в скважину. Способ вскрытия объекта с помощью конусной перфорации выбирается в каждом отдельном случае с учетом конструкции скважины, температуры пласта, типа коллекторных пород, методов испытаний и исследований, а также возможности возврата в вышележащие слои в интервале испытаний. Плотность перфорационного вскрытия объектов испытаний определяется экспериментально для каждого района. Перфорация скважин
Перфорацией называют образование каналов (отверстий) в коньке и цементном кольце напротив продуктивного слоя, предназначенных для установления гидрогазодинамической связи пласта с скважиной. Кроме добывающих скважин, перфорационные работы выполняют: в забойных скважинах-для вскрытия водоносных горизонтов; в забойных открытых скважинах – в плотных коллекторах-для повышения проницаемости забойной зоны скважины; в забойных скважинах-для повторного вскрытия пластов после проведения капитального ремонта; для обжига защитных труб в случаях необходимости их дополнительной цементации и для других целей. Перфораторы, применяемые при вторичном вскрытии продуктивных слоев, условно можно разделить на три группы: а) взрывчатые перфораторы; б) перфорация пескоструйной смесью; в) гидромеханические перфораторы. Взрывчатые перфораторы подразделяются на пулевые, кумулятивные и торпедные. Среди них наибольшее применение имеют кумулятивные перфораторы (95-98%). Пулевой перфоратор представляет собой трубу длиной 1 м и диаметром 100 мм, изготовленную из прессованного (искристого) пороха и 10 стальных пуль (рис.9.4). Пуля-перфоратор опускается на каротажном тросе в скважину, заполненную глинистым раствором, устанавливается в промежуточное сопротивление продуктивного слоя перфорации и выстреливается. Глубина отверстий в породе не превышает 5-7 см. Большинство стрел застревают в гребне, цементном камне, и лишь немногие из них пробивают гребень и цементный камень. Сейчас перфораторы со стрелками практически не применяются, так как трескают трубы, цементные кольца, вызывая попадание воды из других слоев. Перфорацией называют образование каналов (отверстий) в коньке и цементном кольце напротив продуктивного слоя, предназначенных для установления гидрогазодинамической связи пласта с скважиной. Кроме добывающих скважин, перфорационные работы выполняют: в забойных скважинах-для вскрытия водоносных горизонтов; в забойных открытых скважинах – в плотных коллекторах-для повышения проницаемости забойной зоны скважины; в забойных скважинах-для повторного вскрытия пластов после проведения капитального ремонта; для обжига защитных труб в случаях необходимости их дополнительной цементации и для других целей. Перфораторы, применяемые при вторичном вскрытии продуктивных слоев, условно можно разделить на три группы: а) взрывчатые перфораторы; б) перфорация пескоструйной смесью; в) гидромеханические перфораторы. Взрывчатые перфораторы подразделяются на пулевые, кумулятивные и торпедные. Среди них наибольшее применение имеют кумулятивные перфораторы (95-98%). Пулевой перфоратор представляет собой трубу длиной 1 м и диаметром 100 мм, изготовленную из прессованного (искристого) пороха и 10 стальных пуль (рис.9.4). Пуля-перфоратор опускается на каротажном тросе в скважину, заполненную глинистым раствором, устанавливается в промежуточное сопротивление продуктивного слоя перфорации и выстреливается. Глубина отверстий в породе не превышает 5-7 см. Большинство стрел застревают в гребне, цементном камне, и лишь немногие из них пробивают гребень и цементный камень. Сейчас перфораторы со стрелками практически не применяются, так как трескают трубы, цементные кольца, вызывая попадание воды из других слоев.
Кумулятивные перфораторы имеют малоупругие конические заряды, позволяющие сфокусировать потоки взрывчатых газов и направлять их с большой скоростью перпендикулярно стенке скважины. Кумулятивную перфорацию выполняют метательными перфораторами, не имеющими пуль и снарядов. Гребень, цементация и прокалывание горных пород достигается за счет беловатого взрыва. Кумулятивный поток будет иметь скорость до 6-8 км/с в головной части и создавать давление 3-5 тыс. МПа. Кумулятивные перфораторы делают 10-12 выстрелов за один спуск. При выстреле кумулятивным зарядом в коньке и цементном камне образуется узкий перфорационный канал глубиной 350 мм и диаметром до 8-14 мм в средней части. Все кумулятивные перфораторы имеют горизонтально расположенные заряды, которые подразделяются на корпусные и без корпуса. Корпусные перфораторы, в свою очередь, делятся на типы, в которых используется много - ПК и одно - ПКО. Корпуса многоразовых перфораторов рассчитаны на многократное взрывное воздействие зарядов. Поэтому они имеют толстую стенку и изготавливаются из высокопрочных фирменных сталей. Стенки корпуса одноразовых перфораторов относительно тонкие, рассчитаны только на воздействие внешнего гидростатического давления. Освоение скважин и ускорение стока Добыча полезных ископаемых – это процесс создания потока из пласта в скважину или обеспечения приемлемости скважин. Выбор способа добычи Кумулятивные перфораторы имеют малоупругие конические заряды, позволяющие сфокусировать потоки взрывчатых газов и направлять их с большой скоростью перпендикулярно стенке скважины. Кумулятивную перфорацию выполняют метательными перфораторами, не имеющими пуль и снарядов. Гребень, цементация и прокалывание горных пород достигается за счет беловатого взрыва. Кумулятивный поток будет иметь скорость до 6-8 км/с в головной части и создавать давление 3-5 тыс. МПа. Кумулятивные перфораторы делают 10-12 выстрелов за один спуск. При выстреле кумулятивным зарядом в коньке и цементном камне образуется узкий перфорационный канал глубиной 350 мм и диаметром до 8-14 мм в средней части. Все кумулятивные перфораторы имеют горизонтально расположенные заряды, которые подразделяются на корпусные и без корпуса. Корпусные перфораторы, в свою очередь, делятся на типы, в которых используется много - ПК и одно - ПКО. Корпуса многоразовых перфораторов рассчитаны на многократное взрывное воздействие зарядов. Поэтому они имеют толстую стенку и изготавливаются из высокопрочных фирменных сталей. Стенки корпуса одноразовых перфораторов относительно тонкие, рассчитаны только на воздействие внешнего гидростатического давления. Освоение скважин и ускорение стока Добыча полезных ископаемых – это процесс создания потока из пласта в скважину или обеспечения приемлемости скважин. Выбор способа добычи
зависит от: вида продукта, извлекаемого из скважины (нефть, газ, вода); функции скважины (добыча, забой); литолого-физической характеристики объекта освоения (песчаник, алевролит, карбонатные породы, проницаемость, трещиноватость, плотность и др.); пластового давления; свойств промывочной жидкости, используемой при вскрытии пласта. Освоение нефтегазоносных пластов основано на создании разности давлений между дном скважины и пластовым давлением. Если объекты освоения имеют высокое пластовое давление, то после перфорации возникает фонтанный поток без каких-либо мероприятий по снижению давления дна скважины. Сброс стока с испытательного объекта осуществляется в скважину с опущенным гребнем труб, герметизированной поверхностью скважины и установленными выходными и подавительными сетями. Для создания потока давление столба жидкости в скважине понижают до давления пласта, а в пласте создают углубление. Это позволяет пластовым жидкостям опускаться в ствол скважины и подниматься к поверхности земли вдоль НКК. Если пластовое давление выше гидростатического, то пуск скважины осуществляется с заменой тяжелого глинистого раствора в скважине водой, если скважина не работает, то воду заменяют нефтью. Аэрированные жидкости используются для снижения давления в скважине, если пластовое давление ниже гидростатического, но пласт проницаем и зона дна скважины чистая. В низкопроницаемых пластах или в проводящих пластах, где зона дна скважины сильно заполнена, проводят интенсификацию стока с целью активизации и очистки дна скважины. Способы повышения проницаемости горных пород в зоне обводнения дна скважин условно можно разделить на механические, химические, тепловые и физические типы. Часто эти методы используются вместе или последовательно для достижения наилучших результатов. зависит от: вида продукта, извлекаемого из скважины (нефть, газ, вода); функции скважины (добыча, забой); литолого-физической характеристики объекта освоения (песчаник, алевролит, карбонатные породы, проницаемость, трещиноватость, плотность и др.); пластового давления; свойств промывочной жидкости, используемой при вскрытии пласта. Освоение нефтегазоносных пластов основано на создании разности давлений между дном скважины и пластовым давлением. Если объекты освоения имеют высокое пластовое давление, то после перфорации возникает фонтанный поток без каких-либо мероприятий по снижению давления дна скважины. Сброс стока с испытательного объекта осуществляется в скважину с опущенным гребнем труб, герметизированной поверхностью скважины и установленными выходными и подавительными сетями. Для создания потока давление столба жидкости в скважине понижают до давления пласта, а в пласте создают углубление. Это позволяет пластовым жидкостям опускаться в ствол скважины и подниматься к поверхности земли вдоль НКК. Если пластовое давление выше гидростатического, то пуск скважины осуществляется с заменой тяжелого глинистого раствора в скважине водой, если скважина не работает, то воду заменяют нефтью. Аэрированные жидкости используются для снижения давления в скважине, если пластовое давление ниже гидростатического, но пласт проницаем и зона дна скважины чистая. В низкопроницаемых пластах или в проводящих пластах, где зона дна скважины сильно заполнена, проводят интенсификацию стока с целью активизации и очистки дна скважины. Способы повышения проницаемости горных пород в зоне обводнения дна скважин условно можно разделить на механические, химические, тепловые и физические типы. Часто эти методы используются вместе или последовательно для достижения наилучших результатов.
Выбор способа воздействия на зону обводнения дна скважин определяется условиями залегания. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в малопроницаемых карбонатных породах. Они также широко используются в цементированных песчаниках, которые содержат карбонатные соединения и карбонатные цементирующие вещества. Механические методы обработки обычно используются в пластах, состоящих из твердых горных пород, с целью повышения их трещиностойкости. Тепловые методы воздействия применяются для удаления парафина и смол со стенок поровых каналов, а также для интенсификации методов химической обработки. Проведение исследований в скважинах Исследование продуктивных слоев занимает больше времени, чем тестирование, поэтому тестирование проводится в процессе эксплуатации. Выбор способа воздействия на зону обводнения дна скважин определяется условиями залегания. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в малопроницаемых карбонатных породах. Они также широко используются в цементированных песчаниках, которые содержат карбонатные соединения и карбонатные цементирующие вещества. Механические методы обработки обычно используются в пластах, состоящих из твердых горных пород, с целью повышения их трещиностойкости. Тепловые методы воздействия применяются для удаления парафина и смол со стенок поровых каналов, а также для интенсификации методов химической обработки. Проведение исследований в скважинах Исследование продуктивных слоев занимает больше времени, чем тестирование, поэтому тестирование проводится в процессе эксплуатации.
Задача этих исследований заключается в сборе данных для определения коэффициента продуктивности, проводимости, гидропроводности и других параметров. В основе всех применяемых методов исследования лежит изменение давления на дне скважин и в связи с этим изменение скорости движения жидкости или газа в куче. Давление либо понижается в слое, либо повышается в слое. В первом случае утечка жидкости (газа) происходит из кучи в колодец, а во втором-из колодца в кучи. Давление изменяется либо путем забора жидкости (газа) из скважины, либо путем заброса жидкости (газа) в скважину. Существующие приборы для гидродинамического исследования пластов позволяют с высокой точностью регистрировать давление на дне скважины (глубинный дифференциальный манометр ДГМ – 4) и над скважиной (манометр Корнелюка-Яковлева), а также записывать уровни (различные типы самописных пезографов, например, Пезограф Яковлева, экзолоты). Режимы работы скважин, в которых проводится исследование, по характеру методы исследования подразделяются на два основных вида: 1) исследование скважин в устойчивом режиме работы (метод устойчивого извлечения) и 2) исследование скважин в неустойчивом режиме работы, при котором происходит повышение или понижение уровня или давления. Содержание метода устойчивого извлечения состоит в том, что в процессе исследования скважин режим ее работы несколько раз изменяется. В каждом режиме измеряется давление, установленное на дне скважины, и соответственно дебит нефти (нефти, воды) для нефтяных скважин, дебит газа для газовых скважин. Режим работы скважины считается стабильным, если разница между давлением на дне скважины и дебитом, измеряемая два раза подряд за определенный промежуток времени, не превышает 10%. По возможности интервал изменения углубления (разности давлений дна скважины и Пласта) должен быть большим: от наименьшего углубления, в Задача этих исследований заключается в сборе данных для определения коэффициента продуктивности, проводимости, гидропроводности и других параметров. В основе всех применяемых методов исследования лежит изменение давления на дне скважин и в связи с этим изменение скорости движения жидкости или газа в куче. Давление либо понижается в слое, либо повышается в слое. В первом случае утечка жидкости (газа) происходит из кучи в колодец, а во втором-из колодца в кучи. Давление изменяется либо путем забора жидкости (газа) из скважины, либо путем заброса жидкости (газа) в скважину. Существующие приборы для гидродинамического исследования пластов позволяют с высокой точностью регистрировать давление на дне скважины (глубинный дифференциальный манометр ДГМ – 4) и над скважиной (манометр Корнелюка-Яковлева), а также записывать уровни (различные типы самописных пезографов, например, Пезограф Яковлева, экзолоты). Режимы работы скважин, в которых проводится исследование, по характеру методы исследования подразделяются на два основных вида: 1) исследование скважин в устойчивом режиме работы (метод устойчивого извлечения) и 2) исследование скважин в неустойчивом режиме работы, при котором происходит повышение или понижение уровня или давления. Содержание метода устойчивого извлечения состоит в том, что в процессе исследования скважин режим ее работы несколько раз изменяется. В каждом режиме измеряется давление, установленное на дне скважины, и соответственно дебит нефти (нефти, воды) для нефтяных скважин, дебит газа для газовых скважин. Режим работы скважины считается стабильным, если разница между давлением на дне скважины и дебитом, измеряемая два раза подряд за определенный промежуток времени, не превышает 10%. По возможности интервал изменения углубления (разности давлений дна скважины и Пласта) должен быть большим: от наименьшего углубления, в
котором отсутствует поступление жидкости в скважину, до верхнего углубления, в котором не происходит выделения свободного газа на дне скважины. Измерение пластового давления должно производиться до пуска скважины, в то время как в эксплуатируемых скважинах после их остановки на определенный промежуток времени измеряется период времени, в течение которого давление в донной зоне скважины должно быть восстановлено до пластового давления. Метод стабильного извлечения широко используется при исследовании фонтанных нефтяных и газовых скважин. В скважинах, работающих фонтанным способом, режим их работы можно регулировать изменением челнока, в скважинах, работающих компрессорным способом, - изменением относительного расхода рабочего агента, а в скважинах, работающих глубинным насосом, - изменением параметров колебательного челнока. В каждом режиме измеряется дебит нефти и попутного газа, давление на дне скважины, газовый фактор и содержание нефти и воды в процентах. Исследование газовых скважин осуществляется путем измерения дебита газа и давления на скважину при различных режимах работы. Расход газа измеряется шайбовым манометром критического расхода, манометром образцового давления и термометром максимального сечения 0,10. Перед проведением исследования скважину проветривают в течение 15-20 минут, а затем закрывают до полного застоя давления, на это уходит 2-3 часа. При испытании определяется содержание в Газе конденсата, воды, частиц породы и др. Производительность отдельных пластов и отводков в куче определяется отдельно, по интервалам. В условиях сплошных горных пород и при отсутствии песчаных пробок такие испытания могут проводиться без перекрытия нижележащих испытуемых горизонтов. Проведение интервальных исследований позволяет проводить глубинные дебитомеры котором отсутствует поступление жидкости в скважину, до верхнего углубления, в котором не происходит выделения свободного газа на дне скважины. Измерение пластового давления должно производиться до пуска скважины, в то время как в эксплуатируемых скважинах после их остановки на определенный промежуток времени измеряется период времени, в течение которого давление в донной зоне скважины должно быть восстановлено до пластового давления. Метод стабильного извлечения широко используется при исследовании фонтанных нефтяных и газовых скважин. В скважинах, работающих фонтанным способом, режим их работы можно регулировать изменением челнока, в скважинах, работающих компрессорным способом, - изменением относительного расхода рабочего агента, а в скважинах, работающих глубинным насосом, - изменением параметров колебательного челнока. В каждом режиме измеряется дебит нефти и попутного газа, давление на дне скважины, газовый фактор и содержание нефти и воды в процентах. Исследование газовых скважин осуществляется путем измерения дебита газа и давления на скважину при различных режимах работы. Расход газа измеряется шайбовым манометром критического расхода, манометром образцового давления и термометром максимального сечения 0,10. Перед проведением исследования скважину проветривают в течение 15-20 минут, а затем закрывают до полного застоя давления, на это уходит 2-3 часа. При испытании определяется содержание в Газе конденсата, воды, частиц породы и др. Производительность отдельных пластов и отводков в куче определяется отдельно, по интервалам. В условиях сплошных горных пород и при отсутствии песчаных пробок такие испытания могут проводиться без перекрытия нижележащих испытуемых горизонтов. Проведение интервальных исследований позволяет проводить глубинные дебитомеры
(конструкция ВНИИ, РГД-1м и др.), позволяющие индивидуально определять дебиты нескольких слоев.) может быть значительно сокращен путем применения. По результатам проведенного исследования составляется график зависимости между количеством продукта и соответствующим ему вычетом давлений. На оси абсцисс откладывается количество продукта Q, а на оси ординат-депрессия. Для газовых скважин производится вычитание квадратов давлений. Линия зависимости дебита скважины от разности давлений называется линией показателя. Бурение поисковых скважин Разведочные скважины бурят на месторождениях, где выявлена нефтегазоносность промышленного значения, с целью сбора исходных (конструкция ВНИИ, РГД-1м и др.), позволяющие индивидуально определять дебиты нескольких слоев.) может быть значительно сокращен путем применения. По результатам проведенного исследования составляется график зависимости между количеством продукта и соответствующим ему вычетом давлений. На оси абсцисс откладывается количество продукта Q, а на оси ординат-депрессия. Для газовых скважин производится вычитание квадратов давлений. Линия зависимости дебита скважины от разности давлений называется линией показателя. Бурение поисковых скважин Разведочные скважины бурят на месторождениях, где выявлена нефтегазоносность промышленного значения, с целью сбора исходных
данных для уточнения запасов и составления технологической схемы (промышленно-испытательного проекта) эксплуатации свай. Глубина, способ бурения и конструкция скважин определяются поисковым проектом в каждом конкретном случае. При этом конструкция скважины должна обеспечивать возможность проведения полного комплекса геофизических исследований, испытания потоков жидкости и газа в открытом стволе и хребте, гидродинамических исследований и отбора глубинных проб. При бурении разведочных скважин проводят: • получение ЦЕРН в количествах, обеспечивающих достаточную освещенность коллекторных свойств в интервалах залегания продуктивных слоев; • проведение геолого-технологических и геохимических исследований в процессе бурения (при необходимости); • проведение горно-геофизических исследований; • отбор проб и испытание, чтобы удалить флюиды слоя с помощью приборов на каротажном кабеле или с помощью тестеров слоя в трубах в процессе бурения; * испытания нефтегазоносных и водных объектов (в законтурной части кучи) на хребте с глубинными и поверхностными пробами нефти, газа и воды; • специальное исследование скважин; • использование продуктивных скважин для испытаний. Получение ЦЕРН. При бурении разведочных скважин из перспективных нефтегазонасыщенных пластов на нефть и газ получают Керн в количестве, позволяющем изучать литологические свойства и физические свойства коллекторов и непроницаемых перегородок по площади и сечению, и достоверно интерпретировать материалы геофизических исследований в данных для уточнения запасов и составления технологической схемы (промышленно-испытательного проекта) эксплуатации свай. Глубина, способ бурения и конструкция скважин определяются поисковым проектом в каждом конкретном случае. При этом конструкция скважины должна обеспечивать возможность проведения полного комплекса геофизических исследований, испытания потоков жидкости и газа в открытом стволе и хребте, гидродинамических исследований и отбора глубинных проб. При бурении разведочных скважин проводят: • получение ЦЕРН в количествах, обеспечивающих достаточную освещенность коллекторных свойств в интервалах залегания продуктивных слоев; • проведение геолого-технологических и геохимических исследований в процессе бурения (при необходимости); • проведение горно-геофизических исследований; • отбор проб и испытание, чтобы удалить флюиды слоя с помощью приборов на каротажном кабеле или с помощью тестеров слоя в трубах в процессе бурения; * испытания нефтегазоносных и водных объектов (в законтурной части кучи) на хребте с глубинными и поверхностными пробами нефти, газа и воды; • специальное исследование скважин; • использование продуктивных скважин для испытаний. Получение ЦЕРН. При бурении разведочных скважин из перспективных нефтегазонасыщенных пластов на нефть и газ получают Керн в количестве, позволяющем изучать литологические свойства и физические свойства коллекторов и непроницаемых перегородок по площади и сечению, и достоверно интерпретировать материалы геофизических исследований в
скважинах. Норма совершенства получения керна, его вывода и лабораторных исследований определяется инструкцией по применению. Для обоснования параметров расчета по данным КГТ необходимо получить Керн в разведочных скважинах из продуктивного разреза в следующем объеме; Полное извлечение ЦЕРН в шахте осуществляется в одной или нескольких первичных разведочных скважинах. В них проводятся комплексные и дополнительные (при необходимости) специальные геофизические исследования и испытания пластов по интервалам. По результатам бурения, исследования и испытания этих скважин оценивается эффективность комплекса КГТ и методов исследования керна и пластовых испытаний, применяемых для определения расчетных параметров и производительности скважин. В остальных разведочных скважинах Керн извлекается из отдельных интервалов сортировкой. Она должна быть не менее 15-20 метров, чтобы обеспечить надежное крепление керна к сечению. Количество скважин и распределение интервалов извлечения по площади и сечению кучи определяются в процессе разведки. На каждом крупном нефтяном или газовом месторождении с целью получения прямой информации о водонасыщенности керна с целью сохранения его объемно-объемных свойств-естественного уплотнения пластового дна, бурят хотя бы одну скважину с извлечением керна в безводном промывочном слое. Строительство и испытание с использованием поисковых скважин Нефтяные, газонасыщенные и водонасыщенные пласты испытывают отдельно на разных режимах работы скважины для получения характеристик насыщения, состояния газонасыщенных контактов, полных характеристик газоконденсата в скважинах, статических уровней, давления пласта и дна скважинах. Норма совершенства получения керна, его вывода и лабораторных исследований определяется инструкцией по применению. Для обоснования параметров расчета по данным КГТ необходимо получить Керн в разведочных скважинах из продуктивного разреза в следующем объеме; Полное извлечение ЦЕРН в шахте осуществляется в одной или нескольких первичных разведочных скважинах. В них проводятся комплексные и дополнительные (при необходимости) специальные геофизические исследования и испытания пластов по интервалам. По результатам бурения, исследования и испытания этих скважин оценивается эффективность комплекса КГТ и методов исследования керна и пластовых испытаний, применяемых для определения расчетных параметров и производительности скважин. В остальных разведочных скважинах Керн извлекается из отдельных интервалов сортировкой. Она должна быть не менее 15-20 метров, чтобы обеспечить надежное крепление керна к сечению. Количество скважин и распределение интервалов извлечения по площади и сечению кучи определяются в процессе разведки. На каждом крупном нефтяном или газовом месторождении с целью получения прямой информации о водонасыщенности керна с целью сохранения его объемно-объемных свойств-естественного уплотнения пластового дна, бурят хотя бы одну скважину с извлечением керна в безводном промывочном слое. Строительство и испытание с использованием поисковых скважин Нефтяные, газонасыщенные и водонасыщенные пласты испытывают отдельно на разных режимах работы скважины для получения характеристик насыщения, состояния газонасыщенных контактов, полных характеристик газоконденсата в скважинах, статических уровней, давления пласта и дна
скважины, температуры пласта и глубинных проб нефти (не менее двух с каждого испытываемого в скважине объекта). Для получения эксплуатационной характеристики каждой сваи промышленного значения продуктивные слои свай, расположенные на разных участках оцениваемой площади по разным гипсометрическим показателям, должны быть испытаны на текучесть по интервалам. Для определения максимально допустимых дебитов нефти и газа на отдельных скважинах выполняются пробные работы по всей толщине продуктивного слоя. При низких дебитах скважин проводятся работы по интенсификации нефтегазотоков. При выполнении испытательных работ обязательно соблюдение установленных требований по охране окружающей среды и недр. Результаты отбора проб и испытаний коллекторов используются для определения пластовых и донных давлений скважин, коэффициентов производительности, гидропроводности и проницаемости коллекторов, дебитов нефти, газа, конденсата и воды при работе скважин в различных режимах. При определении расчетных параметров их применяют для нахождения количественных критериев, разделяющих непроницаемые породы и коллекторы. Результаты испытаний, взятые под геофизический контроль в многослойных флюидных кучах, используются для определения состояния контактов между слоистыми флюидами. Обоснование критериев определения состояния контактов между слоевыми флюидами, предельных показателей пористости и геофизических характеристик, установленных для разделения коллекторов по данным КГТ, осуществляется по результатам выборки и испытания пластов с однородными геофизическими характеристиками. Комплексные исследования разведочных скважин На каждой разведочной скважине должны проводиться комплексные исследования, необходимые для расчета запасов, а именно: скважины, температуры пласта и глубинных проб нефти (не менее двух с каждого испытываемого в скважине объекта). Для получения эксплуатационной характеристики каждой сваи промышленного значения продуктивные слои свай, расположенные на разных участках оцениваемой площади по разным гипсометрическим показателям, должны быть испытаны на текучесть по интервалам. Для определения максимально допустимых дебитов нефти и газа на отдельных скважинах выполняются пробные работы по всей толщине продуктивного слоя. При низких дебитах скважин проводятся работы по интенсификации нефтегазотоков. При выполнении испытательных работ обязательно соблюдение установленных требований по охране окружающей среды и недр. Результаты отбора проб и испытаний коллекторов используются для определения пластовых и донных давлений скважин, коэффициентов производительности, гидропроводности и проницаемости коллекторов, дебитов нефти, газа, конденсата и воды при работе скважин в различных режимах. При определении расчетных параметров их применяют для нахождения количественных критериев, разделяющих непроницаемые породы и коллекторы. Результаты испытаний, взятые под геофизический контроль в многослойных флюидных кучах, используются для определения состояния контактов между слоистыми флюидами. Обоснование критериев определения состояния контактов между слоевыми флюидами, предельных показателей пористости и геофизических характеристик, установленных для разделения коллекторов по данным КГТ, осуществляется по результатам выборки и испытания пластов с однородными геофизическими характеристиками. Комплексные исследования разведочных скважин На каждой разведочной скважине должны проводиться комплексные исследования, необходимые для расчета запасов, а именно:
– детальное изучение керна через каждые 0,1-0,25 м толщины слоя с целью определения литологических свойств, минерального состава и уплотнения коллекционных пород и покровов продуктивного слоя; – интерпретация материалов геофизических исследований в скважинах в интервалах отбора проб для лабораторных исследований целесообразна при определении геофизических параметров для получения эталонных (петрофизических) зависимостей, являющихся основными; – проведение рациональных комплексных геофизических исследований в скважинах, в которых осуществляется литологическая стратификация разреза по данным, разделение продуктивных слоев, их толщина и глубина залегания, определение суммарной, продуктивной, нефтенасыщенной и (или) газонасыщенной толщины продуктивных слоев на границе нефтяных, водоносных, газонасыщенных, газоносных зон, определение состояния и абсолютных показателей водоносных, газоносных и газонасыщенных контактов, определение открытой пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности коллекторных пород; проведение исследований; – проведение комплексных газогидродинамических исследований с целью изучения поглотительно-объемных характеристик коллекторов, состояния газонефтяных и водяных контактов, “работающих” в составе продуктивных пластов. Петрофизические исследования Результаты исследования керна в лаборатории используются для разработки петрографических основ интерпретации данных КГТ и обоснования надежности расчетных параметров. – детальное изучение керна через каждые 0,1-0,25 м толщины слоя с целью определения литологических свойств, минерального состава и уплотнения коллекционных пород и покровов продуктивного слоя; – интерпретация материалов геофизических исследований в скважинах в интервалах отбора проб для лабораторных исследований целесообразна при определении геофизических параметров для получения эталонных (петрофизических) зависимостей, являющихся основными; – проведение рациональных комплексных геофизических исследований в скважинах, в которых осуществляется литологическая стратификация разреза по данным, разделение продуктивных слоев, их толщина и глубина залегания, определение суммарной, продуктивной, нефтенасыщенной и (или) газонасыщенной толщины продуктивных слоев на границе нефтяных, водоносных, газонасыщенных, газоносных зон, определение состояния и абсолютных показателей водоносных, газоносных и газонасыщенных контактов, определение открытой пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности коллекторных пород; проведение исследований; – проведение комплексных газогидродинамических исследований с целью изучения поглотительно-объемных характеристик коллекторов, состояния газонефтяных и водяных контактов, “работающих” в составе продуктивных пластов. Петрофизические исследования Результаты исследования керна в лаборатории используются для разработки петрографических основ интерпретации данных КГТ и обоснования надежности расчетных параметров.
Основу геологической интерпретации данных КГТ составляют петрофизические зависимости типа” Керн–Керн“,” Керн–геофизика“,” геофизика–геофизика “и” геофизика–испытание". Петрофизические зависимости, используемые для обоснования расчетных параметров, могут быть обобщенными и частными. Использование первых допускается при условии подтверждения сходства исследуемых сечений. Петрофизические зависимости должны удовлетворять физической природе изучаемых явлений и отражать изменение петрофизических параметров в разрезе и площади месторождения (месторождения). Геофизические и коллекторные параметры, которые составляют связь” ЦЕРН-ЦЕРН", измеряются в образцах ЦЕРН в термобарических условиях, соответствующих атмосферным и слоистым условиям. Петрофизические зависимости должны строиться на образцах керна, отражающих тип коллектора, диапазон распределения и характер изучаемых свойств. Для обоснования зависимостей при достоверности 0,9 и относительной погрешности – 0,3 необходимо провести не менее 32 определений. Зависимость” Керн-геофизика " получается при измерении коллекторных свойств в образцах Керн, взятых в однородных по КГТ- материалам интервалах сечения, геофизические характеристики которых определяются по кривым (диаграммам) КГТ, записанным напротив этих интервалов. Преимущество зависимости "кернгеофизика" заключается в отсутствии необходимости измерения геофизических параметров, что в лабораторных условиях невозможно сделать на малогабаритных образцах. Основными условиями, определяющими возможность построения данного вида зависимости, являются высокая выходная мощность ЦЕРН (80-100%) и высокая частота определения параметров коллектора (не менее 3-5 на 1 м поперечного сечения) и надежная привязка ЦЕРН к сечению. Основу геологической интерпретации данных КГТ составляют петрофизические зависимости типа” Керн–Керн“,” Керн–геофизика“,” геофизика–геофизика “и” геофизика–испытание". Петрофизические зависимости, используемые для обоснования расчетных параметров, могут быть обобщенными и частными. Использование первых допускается при условии подтверждения сходства исследуемых сечений. Петрофизические зависимости должны удовлетворять физической природе изучаемых явлений и отражать изменение петрофизических параметров в разрезе и площади месторождения (месторождения). Геофизические и коллекторные параметры, которые составляют связь” ЦЕРН-ЦЕРН", измеряются в образцах ЦЕРН в термобарических условиях, соответствующих атмосферным и слоистым условиям. Петрофизические зависимости должны строиться на образцах керна, отражающих тип коллектора, диапазон распределения и характер изучаемых свойств. Для обоснования зависимостей при достоверности 0,9 и относительной погрешности – 0,3 необходимо провести не менее 32 определений. Зависимость” Керн-геофизика " получается при измерении коллекторных свойств в образцах Керн, взятых в однородных по КГТ- материалам интервалах сечения, геофизические характеристики которых определяются по кривым (диаграммам) КГТ, записанным напротив этих интервалов. Преимущество зависимости "кернгеофизика" заключается в отсутствии необходимости измерения геофизических параметров, что в лабораторных условиях невозможно сделать на малогабаритных образцах. Основными условиями, определяющими возможность построения данного вида зависимости, являются высокая выходная мощность ЦЕРН (80-100%) и высокая частота определения параметров коллектора (не менее 3-5 на 1 м поперечного сечения) и надежная привязка ЦЕРН к сечению.
Зависимости” геофизика-геофизика " получают путем взаимного сопоставления имеющихся данных по результатам интерпретации данных КГТ с учетом различных геофизических параметров или результатов испытаний карандашей. Целью сверки является определение пределов проницаемости, пористости и измеренных геофизических характеристик коллекторов и характера насыщения, необходимых для разделения непроводящих горных пород и коллекторов при отсутствии непосредственно качественных материалов. Обоснование коэффициентов пористости, нефтегазонасыщенности и других структурно-объемных характеристик горных пород, определяемых материалами КГТ, проводят путем сравнения средних показателей по толщине пластов с показателями, определяемыми по результатам лабораторных анализов с высоким содержанием керна (80100%), а коллекторных-с показателями, определяемыми с высокой частотой (не менее 3-5 на 1 м поперечного сечения). Обоснование проектной продолжительности строительства скважины Продолжительность бурения и укрепления скважин определяется на основании составления нормативной карты. Для этих расчетов рекомендуется использовать единые временные нормы бурения скважин на нефть и газ и другие полезные ископаемые по отдельным стратиграфическим горизонтам. Исходя из проектируемых механических данных бурения и действующих норм бурения отдельных интервалов, рассчитывается нормативная продолжительность: - механическое бурение; - опускание и подъем бурового инструмента; - замена форсунки и турбобура; - подготовительно-заключительные и другие работы; - ремонтные работы. Зависимости” геофизика-геофизика " получают путем взаимного сопоставления имеющихся данных по результатам интерпретации данных КГТ с учетом различных геофизических параметров или результатов испытаний карандашей. Целью сверки является определение пределов проницаемости, пористости и измеренных геофизических характеристик коллекторов и характера насыщения, необходимых для разделения непроводящих горных пород и коллекторов при отсутствии непосредственно качественных материалов. Обоснование коэффициентов пористости, нефтегазонасыщенности и других структурно-объемных характеристик горных пород, определяемых материалами КГТ, проводят путем сравнения средних показателей по толщине пластов с показателями, определяемыми по результатам лабораторных анализов с высоким содержанием керна (80100%), а коллекторных-с показателями, определяемыми с высокой частотой (не менее 3-5 на 1 м поперечного сечения). Обоснование проектной продолжительности строительства скважины Продолжительность бурения и укрепления скважин определяется на основании составления нормативной карты. Для этих расчетов рекомендуется использовать единые временные нормы бурения скважин на нефть и газ и другие полезные ископаемые по отдельным стратиграфическим горизонтам. Исходя из проектируемых механических данных бурения и действующих норм бурения отдельных интервалов, рассчитывается нормативная продолжительность: - механическое бурение; - опускание и подъем бурового инструмента; - замена форсунки и турбобура; - подготовительно-заключительные и другие работы; - ремонтные работы.
Время механического бурения определяется путем умножения проектного времени на бурение одного метра на толщину интервала на отдельных интервалах. Время выполнения подъемно-разгрузочных операций устанавливается на каждый интервал бурения исходя из количества пролетов инструмента, количества подъемов и опусканий свай, расчетов норм времени подъема и опускания инструмента из инструкции. Время подготовительно-вспомогательных работ определяется исходя из единых и местных норм времени. Объем ремонтных работ определяется для каждого интервала в определенном процентном соотношении к продуктивному (полезному) времени бурения. В отдельных случаях для определения времени подъемно-спусковых и подготовительно-вспомогательных работ при бурении или разведке месторождений с большой глубиной залегания скважин могут применяться укрупненные (комплексные) нормативы, рассчитанные на один рейс инструмента в зависимости от глубины залегания того или иного горизонта. Геологические паломничества при бурении скважин Бурение каждой скважины дает обширную геологическую и горно- геологическую информацию о строении недр, нефтегазоносности разреза, структуре продуктивных пластов. Однако при несвоевременном ведении первичного геологического документа буровой бригадой и геологической службой теряется значительная его часть. Результаты интерпретации полученной информации во многом зависят от ее своевременности, качества, полноты и систематизации. При бурении поисково-разведочных скважин основным документом является журнал бурения, в котором обобщаются все материалы, накопленные в процессе бурения скважин. На основании журнала бурения составляется Время механического бурения определяется путем умножения проектного времени на бурение одного метра на толщину интервала на отдельных интервалах. Время выполнения подъемно-разгрузочных операций устанавливается на каждый интервал бурения исходя из количества пролетов инструмента, количества подъемов и опусканий свай, расчетов норм времени подъема и опускания инструмента из инструкции. Время подготовительно-вспомогательных работ определяется исходя из единых и местных норм времени. Объем ремонтных работ определяется для каждого интервала в определенном процентном соотношении к продуктивному (полезному) времени бурения. В отдельных случаях для определения времени подъемно-спусковых и подготовительно-вспомогательных работ при бурении или разведке месторождений с большой глубиной залегания скважин могут применяться укрупненные (комплексные) нормативы, рассчитанные на один рейс инструмента в зависимости от глубины залегания того или иного горизонта. Геологические паломничества при бурении скважин Бурение каждой скважины дает обширную геологическую и горно- геологическую информацию о строении недр, нефтегазоносности разреза, структуре продуктивных пластов. Однако при несвоевременном ведении первичного геологического документа буровой бригадой и геологической службой теряется значительная его часть. Результаты интерпретации полученной информации во многом зависят от ее своевременности, качества, полноты и систематизации. При бурении поисково-разведочных скважин основным документом является журнал бурения, в котором обобщаются все материалы, накопленные в процессе бурения скважин. На основании журнала бурения составляется
геологический журнал, в котором записываются интервалы извлечения керна, дается его предварительное определение, указываются глубины отбора проб, цель и место их направления на анализ. При этом большое внимание будет уделено описанию и обобщению образцов, полученных с помощью вспомогательных пробоотборных устройств. Получение шлака также в процентах описывается с указанием наличия той или иной породы. В геологическом журнале фиксируются все разрывы, разрывы инструмента, интервалы нарушения циркуляции промывочного раствора. Особое внимание уделяется интервалам, в которых наблюдается возникновение нефтегазового стока. При наблюдении больших объемов нефтегазового стока берут пробы газа, нефти, воды и вносят их необходимые параметры в геологический журнал. При бурении эксплуатационных скважин обычно ведется комплекс документации (дело), в котором обобщается вся документация, связанная с проектированием, бурением и испытанием скважин. При вводе скважины в эксплуатацию составляется ее паспорт, в который заносятся даты начала и окончания бурения, геологическое сечение, толщина пластов, конструкция скважины, интервалы перфорации, результаты испытаний, а также аварии и сложности, возникшие в процессе бурения. В процессе эксплуатации скважины в паспорт заносятся результаты всех проведенных технологических операций, суммарная добыча нефти или газа по скважине и все данные геолого-технологического характера. В комплект документации скважины обычно включают следующие документы: 1. Технический проект бурения скважины. 2. Акт о переносе пункта расположения скважины с плана на место. 3. Акт размещения скважины. 4. Акт подготовки скважины к бурению. геологический журнал, в котором записываются интервалы извлечения керна, дается его предварительное определение, указываются глубины отбора проб, цель и место их направления на анализ. При этом большое внимание будет уделено описанию и обобщению образцов, полученных с помощью вспомогательных пробоотборных устройств. Получение шлака также в процентах описывается с указанием наличия той или иной породы. В геологическом журнале фиксируются все разрывы, разрывы инструмента, интервалы нарушения циркуляции промывочного раствора. Особое внимание уделяется интервалам, в которых наблюдается возникновение нефтегазового стока. При наблюдении больших объемов нефтегазового стока берут пробы газа, нефти, воды и вносят их необходимые параметры в геологический журнал. При бурении эксплуатационных скважин обычно ведется комплекс документации (дело), в котором обобщается вся документация, связанная с проектированием, бурением и испытанием скважин. При вводе скважины в эксплуатацию составляется ее паспорт, в который заносятся даты начала и окончания бурения, геологическое сечение, толщина пластов, конструкция скважины, интервалы перфорации, результаты испытаний, а также аварии и сложности, возникшие в процессе бурения. В процессе эксплуатации скважины в паспорт заносятся результаты всех проведенных технологических операций, суммарная добыча нефти или газа по скважине и все данные геолого-технологического характера. В комплект документации скважины обычно включают следующие документы: 1. Технический проект бурения скважины. 2. Акт о переносе пункта расположения скважины с плана на место. 3. Акт размещения скважины. 4. Акт подготовки скважины к бурению.