Геофизические (ГИС) и геолого-технологические исследования (ГТИ) в процессе строительства скважин

В процессе строительства скважин проводятся геофизические исследования согласно РД153-39.0-109-01 [55].В эксплуатационных скважинах для решения геологических и технических задач предусмотреть проведение комплексов исследований в открытом стволе, приведенных в таблице 10.5.Рекомендуемый комплекс ГТИ при бурении приведен в таблице 10.6.

Таблица 10.5 – Обязательный и дополнительный комплексы исследований в открытом стволе для решения геологических и технических задач в эксплуатационных скважинах

Структура комплекса	Методы ГИРС
Обязательные исследования	Общие исследования (по всему разрезу скважин)	ГТИ*, ПС, КС (1-2 зонда из состава БКЗ), БК*, ГК, НК, АК*, ГГК-П*, профилеметрия, инклинометрия, резистивиметрия МКЗ, ГМ
Детальные исследования (в продуктивных интервалах)	ПС, БКЗ, БК, ИК (ЭМК), ГК, МК (БМК), профилеметрия, ГК-С*, НК, АК, ГГК-ПЧ, ГГК-Л*’ **
Дополнительные исследования	При наличии в продуктивных интервалах разреза сложных коллекторов (трещинных, глинистых, битуминозных)	ДК, ГДК, ОПК, ИПТ, электрический сканер, ЯМК
Для уточнения положения межфлюидных контактов, текущей насыщенности и пластовых давлений в продуктивных интервалах	ГДК, ОПК, ИПТ, ЯМК, ИНК, АКЦ-АКТАШ
При неоднозначной геологической интерпретации материалов ГИС в продуктивных интервалах разреза	ГДК, ОПК, ИПТ, КО, исследования в необходимых интервалах по специальным технологиям со сменой технических условий в скважине
Для обеспечения моделирования залежей и при проведении сейсморазведки ЗД	ВСП, наклонометрия

Примечания:* – при кустовом бурении - в одной из скважин куста,

** – в разрезах с карбонатными коллекторами.

Таблица 10.6 – Комплекс ГТИ

Основные задачи	Виды работ и исследований	Ожидаемые результаты
1.Уточнение геологического строения месторождений	Газовый каротаж	Выявления интервалов повышенных газопоказаний.
2. Получение гидродинамических параметров пласта	Исследования проводятся на трех режимах прямого хода (пробные откачки). Время работы на каждом 12 часов. В процессе исследования определить : - дебит нефти ; - газосодержание; - обводненность; - забойное и пластовой давление; - температуры забоя, устья и устьевого оборудования	Определение коэффициента продуктивности. Для фонтанирующих скважин – методом установившихся отборов. Для не фонтанирующих скважин – методом прослеживания уровня.
3. Выявление энергетической характеристики залежи	Кривая восстановления забойного давления записывается после проведения каждого режима методом установившихся режимов. Время стояния на восстановлении давления не менее 72 час.	Уточнение и оптимизация режимов работ скважины
4. Изучение физико- химических свойств пластовых жидкостей	Глубинные пробы нефти. Работы выполнять по ОСТ – 153-39.2-048-2003 «Нефть, типовые исследования пластовых флюидов и сепарированных нефтей. Объем исследований и форма представления результатов». Отбор проб произвести проотборником на глубине 3−4 м выше башмака НКТ.	Определить физические свойства и состав пластовых нефтей. Отобрать три пробы после отработки скважины на штуцере 1,5–2 мм.

Продолжение таблицы 10.6

5. Отбор поверхностных проб нефти, попутного газа и воды.	Отбор поверхностных проб продуктивного горизонта	При анализе нефти определить :- фракционный состав;- содержание смол;- асфальтенов;- парафина;- серы;- коээфициента вязкости; -плотность; - поверхностное натяжение по воздуху. При наличии в пробе газа определить: - компонентный состав; - влажность; - содержание сероводорода; - СО2; - удельный вес. При наличии в продукции скважины пластовой воды определить: - плотность; - химический состав; - физические свойства.

Продолжение таблицы 10.6

6. Контроль параметров при бурении и испытании.

Измерение и определение технологических параметров: - глубина скважины и механическая скорость проходки; - вес на крюке и нагрузка на долото; - давление бурового раствора на стояке манифольда и в затрубье; - число ходов насоса; - расход или поток бурового раствора на выходе из скважины; - уровень и объем бурового раствора в емкостях; - скорость спуска и подъема бурильного инструмента; - плотность бурового раствора на входе и на выходе из скважины; - скорость вращения ротора; - крутящий момент на роторе; - температура раствора на входе и на выходе из скважины. Исследование бурового раствора: - определение объемного и суммарного газосодержания бурового раствора; - дискретное или непрерывное измерение компонентного состава углеводородного газа, извлеченного из бурового раствора; - периодическая термовакуумная дегазация проб раствора и др.

Комплекс датчиков геолого-технологической и геохимической информации должен состоять из следующих датчиков: - датчик веса; - датчик оборота лебедки; - датчик давления; - датчик температуры; - комплексный датчик плотности, уровня и температуры - уровнемер поплавковый бесштанговый «УПБ-2М»; - индикатор расхода; - датчик контроля частоты вращения ротора и числа ходов насоса; - датчик «Момент»; - табло бурильщика; -желобной дегазатор; - хромограф «Геопласт-04»; - суммарный газоанализатор СГА-02; - геологический модуль в составе: - люминоскоп; - аппаратура для определения плотности и пористости образцов; - карбонатометр; - термовакумный дегазатор; - набор фракционных сит; - сушильный шкаф; - бинокулярный микроскоп; - набор лабораторной посуды и химреагентов.