инст пров-я работ ГФ приборами на кабеле. Инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах
 Скачать 0.95 Mb.
|
|
7.3 Оперативная интерпретация 7.3.1 Целью оперативной интерпретации является детальное изучение разреза конкретной скважины, выделение в продуктивной части разреза коллекторов всех типов (поровых, трещинных, каверновых, смешанных), количественное определение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и оценка их продуктивности (нефте- или газонасыщенности). В процессе работы применяют петрофизическое обеспечение в той стадии готовности, которая достигнута на момент бурения скважины. 7.3.2 Оперативная интерпретация включает четыре этапа: - редактирование и первичный контроль качества цифровых данных на скважине (см. п. 6.4.1); - интерпретацию данных промежуточных исследований; - интерпретацию и окончательный контроль качества данных после заключительных исследований; - подготовку промежуточных (предварительных) и окончательного оперативных заключений по результатам геофизических исследований. 7.3.2.1 Редактирование первичных цифровых данных на скважине (увязка электронных и магнитных меток глубины, приведение точек записи к единой глубине, формирование файлов недропользователя, выдача твердых копий материалов) проводят при каждом исследовании с целью установления полноты и качества полученных данных и принятия оперативного решения о необходимости повторных исследований отдельными методами. По согласованию между недропользователем и производителем работ редактирование данных непосредственно на скважине может дополняться геологической интерпретацией данных по упрощенным программам «быстрого взгляда (Quik look)» с выдачей твердой копии результатов предварительной интерпретации. 7.3.2.2 Предварительные заключения по результатам исследований отдельных интервалов бурящихся скважин должны включать рекомендации на проведение последующих технологических операций: продолжение бурения, испытание в открытом стволе, отбор керна или образцов пород и проб пластовых флюидов, спуск обсадной колонны. 7.3.2.3 Окончательное оперативное заключение должно включать пояснительную записку и результаты интерпретации, представленные в табличном и графическом видах. 7.3.3 В пояснительной записке заключения указываются следующие сведения: - проектный, заказанный и фактически выполненный комплекс ГИС с указанием методов исследований, интервалов измерений и качества полученных данных; - причины несоответствия проектного и фактически выполненного комплексов измерений; - информация о скважине, разрезе и пластовых флюидах, в том числе о минерализации пластовых вод, пластовых давлениях и температуре; - условия проведения ГИС и факторы, искажающие полученные данные; - программные средства интерпретации; - принятые при интерпретации модели коллекторов, возможных коллекторов и неколлекторов; - петрофизические связи, использованные при интерпретации; - данные об объемах и результатах гидродинамического каротажа, отборе проб пластовых флюидов и образцов керна керноотборником на кабеле; - рекомендации по испытанию и освоению пластов или проведению дополнительных исследований в скважине; - 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, α пс , ρ 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 ∆ t, объемной плотностью σ , 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 ρ 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 α пс амплитудой ПС и относительными показаниями ∆ J γ гамма- каротажа с коэффициентами весовой С гл , объемной k гл или относительной η глинистости, где k гл = C гл /(l – k п ); η = 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 * в k 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 ( ∆ t, σ , P, А да , ∆ J γ ) и коллекторские (k п , k np , k нг , k гл , k в , k вo , k но ) параметры измеряют на образцах керна, в том числе ∆ t, 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; - измерение температуры и ее вертикального градиента в бурящихся и простаивающих скважинах. 8.1.2 Результаты общих исследований применяют для решения следующих задач: - устранения потенциальной аварийности, связанной с возможными прихватами бурильного инструмента в желобах (достигается разрушением выявленных желобов, выделением интервалов и значений локальных перегибов оси скважины, изменением скоростей и технологии подъема и спуска бурильного инструмента в прихватоопасных интервалах); - разработки мероприятий по улучшению проходимости бурильного инструмента и скважинных приборов по стволу скважины (изменение вязкости, водоотдачи, статического напряжения сдвига промывочной жидкости, промывка скважины с вращением бурильного инструмента, шаблонирование); - определения фактического пространственного положения стволов вертикальных и наклонно направленных скважин и их корректировки в ходе дальнейшего бурения с целью достижения проектного положения; - выбора мест установки центраторов, турболизаторов, цементировочного патрубка и башмака обсадной колонны и соединения ее секций; - выбора интервалов установки опробователей и керноотборников на геофизическом кабеле и пакеров пластоиспытателей на трубах; - расчета объема скважины для замены промывочной жидкости, планируемой заранее или вызванной изменением условий бурения, и объема затрубного пространства для проведения тампонажных работ; - учета геометрии ствола при проведении аварийных работ, связанных с извлечением из скважины оборванных секций бурильного инструмента и посторонних предметов; - получения исходных данных для интерпретации геофизических материалов: изменений диаметра скважины и температуры при обработке данных БКЗ, ГК, НК и др.; удлинения ствола и смещения забоя при построении объемных моделей разреза (сейсмоакустической, геоэлектрической, геоплотностной, геомагнитной) и залежей (геометрической, фильтрационной, флюидальной). 8.1.3 Комплекс общих исследований ограничен и включает инклинометрию, кавернометрию- профилеметрию и термометрию. 8.1.4 Этапы и интервалы общих исследований вертикальных и наклонных скважин определяются проектами на исследования скважин, но они должны выполняться не реже чем через 500 м проходки, а в медленно бурящихся параметрических, опорных и поисково- разведочных скважинах — не реже одного раза в месяц. 8.1.5 Исследования каверномером-профилемером и термометром выполняют каждый раз по всему открытому стволу скважины с полным перекрытием ранее исследованных интервалов. 8.1.6 При определении прихватоопасности ствола скважины вследствие образования желобов, сальников и осыпания вышезалегающих пород измерения каверномером- профилемером выполняют с применением устройств свободного вращения кабеля. |