Поиск залежей нефти и газа в надсолевых отложениях на площади Борпыл

 

быть  создано гидродинамическое равновесие " скважина-пласт".

      Перед проведением работ по испытанию  объектов на продуктивность устье скважин  оборудуется колонной головкой, производится обвязка и опрессовка устьевого оборудования на ожидаемое пластовое давление плюс 10% от него. Испытание объекта необходимо производить непосредственно после вскрытия пласта с обеспечением оптимальной депрессии на пласт в зависимости от литолого-физической характеристики коллектора. 

     Эксплуатационная колонна должна быть испытана на герметичность двумя способами - опрессовкой и снижением уровня жидкости в колонне с учетом глубины ее спуска и ожидаемого пластового давления.

     На устье скважины устанавливается противовыбросовая задвижка опрессованная на двухкратное рабочее давление.

     Перед проведением перфорации буровая должна быть обеспечена промывочной жидкостью в количестве не менее двухкратного объема скважины.

       Вскрытие перспективных на нефть и газ объектов будет производиться путем перфорации эксплуатационной колонны кумулятивными зарядами из расчета 10 отверствий на 1 пог.метр.

     После вскрытия пласта в скважине производится вызов притока путем замены глинистого раствора на воду с последующей аэрацией. При получении слабых притоков нефти предусматривается уплотнение заряда и обработка призабойной зоны скважины с целью интенсификации притока. После получения фонтанирующего притока скважина должна работать на очистку необходимое для этого времени.

      С целью получения исходных данных для подсчета запасов нефти по более высоким категориям и составления проекта разработки месторождения продуктивные скважины вводятся в пробную эксплуатацию, в процессе которой должен выполняться следующий комплекс скважинных исследований:

      - определение дебитов нефти, газа, воды при различных режимах работы скважин;

        - замеры пластового, устьевого давления или определение  его расчетным путем;

        - определение динамического  или статического уровней, забойного  давления глубинным манометром  или расчетным путем при различных  режимах работы скважин;

        - определение коэффициента  продуктивности;

        - определение средней  проницаемости пластов;

        - определение газового  фактора при различных темпах  отбора нефти;

        - определение количества  воды при различных дебитах  скважин;

        - периодический  замер температуры на забое и по стволу скважины;

        - отбор и производство  лабораторных анализов проб нефти  и газа, воды, керна.

     В зависимости от характера притока флюидов из скважины применяют фонтанный метод исследований или метод свабирования.

     В случае фонтанирования производится определения пластового давления в

начале  и в конце опробования, замер  дебитов флюидов, забойных давлений и температуры на нескольких режимах.

     На всех режимах отбираются глубинные пробы, определяются механические примеси. По результатам исследования строят кривую притока и определяют коэффициент продуктивности скважин.

     Опробования осуществляется методом свабирования и производится комплекс исследовательских работ: замер дебитов флюидов в каждом режиме, забойного и пластового давления, отбор поверхностных и глубинных проб.

     При получении воды проводиться работы согласно «Положении о геометрических исследованиях и гидростатическом опробовании скважин».

     После проведения всех видов исследований устанавливается цементный мост с целью перехода к следующему объекту.

     При поисково-разведочном бурении на месторождении предусмотреть опробование в процессе бурения (ИПТ) не менее 5-6 объектов и в эксплуатационной колонне по рекомендации ГИС с определением основных начальных параметров и режима работы продуктивных залежей УВ.

        В таблицах 5 и 6 приводятся предполагаемые проектом интервалы  глубин для испытания пластоиспытателем  на трубах в открытом стволе скважины и опробования в эксплуатационной колонне, приуроченные к предполагаемым нефтегазоперспективным горизонтам. 

     Таблица 5

            Рекомендуемые интервалы  испытания (ИПТ)

 

      Таблица 6

        Рекомендуемые интервалы испытания в колонне

 

      Контроль  за качеством бурового раствора

     В процессе проводки скважин параметры промывочной жидкости, указанные в геолого-техническом наряде проекта, должны строго соблюдаться, для чего необходимо организовать круглосуточный контроль.

        С этой целью на каждой бурящейся скважине должна находиться переносная лаборатория или комплекс необходимых приборов. Параметры  промывочной жидкости  замеряются лаборантом-коллектором и записываются в журнал. Замеры удельного веса и вязкости промывочной жидкости производятся через каждые 30 мин, а при разбуривании газовых горизонтов или при других осложненных условиях через 15 мин. Водоотдача, статическое напряжение сдвига и другие параметры - 2 раза за вахту.

     Пробы необходимо отбирать при выходе из скважины и в конце циркулирующей системы. На каждой бурящейся скважине должен быть специальный журнал, в котором фиксируются: время отбора пробы, глубина забоя скважины, глубина нахождения инструмента, давление на насосе, количество прокачиваемой жидкости, замеренные промывочной жидкости, а также характер обработки раствора, вводимые химические реагенты и утяжелители и их количество.

     Общими требованиями к промывочной жидкости, используемой при вскрытии продуктивных горизонтов являются:

        - минимально допустимая  плотность, обеспечивающая наименьшее  превышение гидростатического давления  над пластовым, недопущение выбросов  и потери устойчивости стенок  скважин;

        - минимальная водоотдача, обеспечивающая наименьшее загрязнение коллектора фильтратом;

        - минимальное содержание  твердой дисперсной фазы.

     Контроль за качеством промывочной жидкости, ее обработки и очистка осуществляется начальником буровой, буровым мастером, инженером по растворам под руководствам технологической службы управления буровых работ. Изменение параметров промывочной жидкости при проводке скважин возможно только с официального разрешения руководства геологической и технологической служб объединения.

      Обработка данных бурения

     По глубоким разведочным скважинам постоянно ведется геологическая документация от начала до завершения их строительства. Документы, предшествующие бурению скважины:

        1. Акты о заложении  скважины с выкопировкой из  структурной карты, проектным геолого-геофизическим профилем, на которых обозначено местоположение скважин.

        2. Геолого-технический  наряд.

        3. Акт о переносе  проектной скважины в натуру.

     На каждую бурящуюся скважину заводится дело скважины, включающее в себя журнал описания керна и шлама, журнал регистрации образцов, отобранных на различные виды анализов, с указанием организации исполнителя, времени отправления образцов, папку с результатами всех видов анализов керна, воды, нефти, газа, геолого-технический журнал, отражающий условия проводки скважины, изменеие режима бурения, параметров промывочной жидкости, интервалы поглощений, обвалов, нефтегазопроявлений.

     Перечень документов, составляющих дело скважины должен включать все виды первичной документации, отражающей процесс бурения и опробования скважины:

        1. Акт о начале  бурения.

        2. Акт спуска  и цементирования направления,  кондуктора, технической и эксплуатационной  колонн с приложением анализов  исследования качества цемента  и меры длины спущенных труб.

        3. Акты опрессовки  кондуктора, технической и эксплуатационной колонны.

        4. Акт контрольного  замера бурового инструмента.

        5. Акт на опробование  (ИПТ) в процессе бурения.

        6. Акт о размерах  расстояния от муфты эксплуатационной  колонны до стола ротора.

        7. Акт об окончании  бурения.

        8. Акт на проведение  перфорации.

        9. Акты опробования.

        10. Акты об установке  и проверке герметичности цементных  мостов.

        11. Акт о консервации  скважины.

        12. Акт о ликвидации  скважины.

        13. Справка о  фактической стоимости скважины.

     Вся документация по скважине ведется в трех экземплярах. Кроме того, на буровой имеется суточный рапорт бурового мастера и буровой вахтенный журнал. Журнал опробования ведется в процессе   испытания. Паспорт заводится только на продуктивные скважины.

     По площади с выявленной промышленной нефтегазоносностью окончательный отчет по завершению поисковых работ не составляется. Основные результаты работ поискового этапа отражаются в геологической части проекта разведки месторождения.

     Окончательный отчет по завершению поискового бурения составляется по площадям, оказавшимися продуктивнымии, не далее чем через год после прекращения поискового бурения.

     В отчете сведены данные о состоянии геолого-геофизичской изученности площади, стратиграфии, тектоники, коллекторских свойств пород, нефтегазопроявлениях, об опробовании и испытании пластов, методике их вскрытия и др. К отчету прилагаются дела по всем скважинам, паспорт на структуру  и все предусмотренные в этих документах графические материалы.

     Рассмотрение результатов работ и оценка отчета производится  организацией с участием представителей, заинтересованных в полученных результатах производственных и научно-исследовательских организаций независимо от их ведомственного подчинения. Первичные фактические материалы, документация передаются по акту на хранение с соблюдением условий предусмотренных "Инструкцией и порядка по составлению геологических отчетов" (1965г).

         При обнаружении залежей нефти и газа выполняется подсчет запасов в соответствии с требованиями инструкции о содержании, оформлении и порядке представления в Госкомитет по запасам материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов. Материалы по подсчету запасов представляются на утверждение в Госкомитет по запасам не позднее, чем через 6 месяцев, а по крупным и сложным месторождениям не позднее одного года после окончания геолого-разведочных работ на этих месторождениях.