Правовая библиотека


"Типовые инструкции по безопасности геофизических работ в процессе бурения скважин и разработки нефтяных и газовых месторождений" (утв. Госгортехнадзором РФ 12.07.1996, Приказом Минтопэнерго РФ от 12.07.1996 N 178)

Архив

Страница: 2 из 7

¦   ¦       ¦    ¦зондах, индекс¦с регист- ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦фотоэлектри-  ¦рацией    ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦ческого погло-¦"мягкой"  ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦щения Ре      ¦составляю-¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦щей энер- ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦гетическо-¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦го спектра¦                     ¦
+---+-------+----+--------------+----------+---------------------+
¦                     3. Акустические методы                     ¦
+---T-------T----T--------------T----------T---------------------+
¦3.1¦Акусти-¦АК  ¦Скорости (вре-¦Измерения ¦Определение коэффици-¦
¦   ¦ческий ¦    ¦мена пробега  ¦кинемати- ¦ента пористости, вы- ¦
¦   ¦каротаж¦    ¦t, t, t) ам-  ¦ческих и  ¦деление трещинных    ¦
¦   ¦       ¦    ¦плитуды первых¦динамичес-¦зон, определение фи- ¦
¦   ¦       ¦    ¦вступлений    ¦ких пара- ¦зико - механических  ¦
¦   ¦       ¦    ¦продольных и  ¦метров    ¦свойств горных пород ¦
¦   ¦       ¦    ¦поперечных    ¦возбуждаю-¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦волн; их раз- ¦щего акус-¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦ности и отно- ¦тического ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦шения, фазо-  ¦поля      ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦корреляционные¦          ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦диаграммы     ¦          ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦(ФКД), волно- ¦          ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦вые картинки  ¦          ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦(ВК)          ¦          ¦                     ¦
+---+-------+----+--------------+----------+---------------------+
¦3.2¦Акусти-¦САТ ¦Волновые кар- ¦Построение¦Выделение трещин на  ¦
¦   ¦ческий ¦    ¦тинки по отра-¦акустичес-¦стенках скважин, из- ¦
¦   ¦сканер ¦    ¦женным волнам ¦кого ви-  ¦менений литологии,   ¦
¦   ¦(теле- ¦    ¦на высоких    ¦деоизобра-¦наклона пластов в    ¦
¦   ¦визор) ¦    ¦частотах (1 - ¦жения сте-¦комплексе с другими  ¦
¦   ¦       ¦    ¦2 мГц)        ¦нок сква- ¦методами             ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦жины по   ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦периметру ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦на отра-  ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦женных    ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦волнах    ¦                     ¦
+---+-------+----+--------------+----------+---------------------+
¦                        4. Прямые методы                        ¦
+---T-------T----T--------------T----------T---------------------+
¦4.1¦Гидро- ¦ГДК ¦Пластовые дав-¦Изучение  ¦В исследуемых интер- ¦
¦   ¦динами-¦    ¦ления по ство-¦фильтраци-¦валах выделение про- ¦
¦   ¦ческий ¦    ¦лу скважин в  ¦онных па- ¦ницаемых участков    ¦
¦   ¦каротаж¦    ¦процессе мно- ¦раметров  ¦(пластов), оценка    ¦
¦   ¦       ¦    ¦горазового оп-¦пластов   ¦проницаемости, харак-¦
¦   ¦       ¦    ¦робования че- ¦непрерывно¦тера насыщенности по ¦
¦   ¦       ¦    ¦рез интервал  ¦по стволу ¦отдельным точкам в   ¦
¦   ¦       ¦    ¦до 0,2 м, от- ¦скважин в ¦терригенном разрезе  ¦
¦   ¦       ¦    ¦бор единичных ¦отдельных ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦проб для оцен-¦точках    ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦ки характера  ¦разреза   ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦насыщения     ¦          ¦                     ¦
+---+-------+----+--------------+----------+---------------------+
¦4.2¦Опробо-¦ОПК ¦Образцы проб  ¦Изучение  ¦То же, что п. 4.1 для¦
¦   ¦вание  ¦    ¦пластовых флю-¦характера ¦ГДК, но по отдельным ¦
¦   ¦пластов¦    ¦идов в отдель-¦насыщен-  ¦точкам за один спуско¦
¦   ¦прибо- ¦    ¦ных точках и  ¦ности     ¦- подъем             ¦
¦   ¦рами на¦    ¦пластовые дав-¦пластов и ¦                     ¦
¦   ¦кабеле ¦    ¦ления в про-  ¦их филь-  ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦цессе отбора  ¦трационных¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦проб          ¦параметров¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦в отдель- ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦ных точках¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦разреза   ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦скважин   ¦                     ¦
+---+-------+----+--------------+----------+---------------------+
¦4.3¦Отбор  ¦КО  ¦Образцы кернов¦Изучение  ¦Получение предвари-  ¦
¦   ¦образ- ¦    ¦из стенок     ¦литологи- ¦тельных (для ГИС)    ¦
¦   ¦цов по-¦    ¦скважин       ¦ческих ха-¦данных о литологии и ¦
¦   ¦род    ¦    ¦              ¦рактерис- ¦возможных ФЭС плас-  ¦
¦   ¦(кер-  ¦    ¦              ¦тик и     ¦тов, где отобран керн¦
¦   ¦нов) в ¦    ¦              ¦оценка    ¦                     ¦
¦   ¦скважи-¦    ¦              ¦фильтраци-¦                     ¦
¦   ¦нах    ¦    ¦              ¦онно - ем-¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦костных   ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦свойств в ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦отдельных ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦точках    ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦разреза   ¦                     ¦
+---+-------+----+--------------+----------+---------------------+
¦4.4¦Испыта-¦ИПТ ¦Измерение     ¦Изучение  ¦Оценка параметров    ¦
¦   ¦ния    ¦    ¦пластового    ¦гидродина-¦пласта, характера на-¦
¦   ¦пластов¦    ¦давления,     ¦мических  ¦сыщения и методов за-¦
¦   ¦трубны-¦    ¦гидропровод-  ¦параметров¦качивания скважин    ¦
¦   ¦ми ис- ¦    ¦ности, продук-¦пласта,   ¦(пластового давления ¦
¦   ¦пытате-¦    ¦тивности, от- ¦характера ¦Рпл., гидропровод-   ¦
¦   ¦лями   ¦    ¦бор пластовых ¦насыщения,¦      k x h          ¦
¦   ¦       ¦    ¦флюидов       ¦прогнози- ¦ности -----,         ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦руемого   ¦       мю            ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦дебита    ¦коэффициента         ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦          ¦продуктивности)      ¦
+---+-------+----+--------------+----------+---------------------+
¦                        5. Другие методы                        ¦
+---T-------T----T--------------T----------T---------------------+
¦5.1¦Накло- ¦ -  ¦Измерения ка- ¦Определе- ¦Данные по наклону    ¦
¦   ¦номет- ¦    ¦жущегося      ¦ние угла и¦пластов используются ¦
¦   ¦рия    ¦    ¦удельного соп-¦азимута   ¦для корреляции разре-¦
¦   ¦скважи-¦    ¦ротивления    ¦пластов по¦зов скважин и уточне-¦
¦   ¦ны     ¦    ¦электрическими¦измерениям¦ния моделей структур ¦
¦   ¦       ¦    ¦прижимными    ¦в единич- ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦микроустанов- ¦ной сква- ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦ками, располо-¦жине      ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦женными в     ¦          ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦плоскости,    ¦          ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦перпендикуляр-¦          ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦ной оси сква- ¦          ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦жины по не-   ¦          ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦скольким обра-¦          ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦зующим стенки ¦          ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦скважины (4 - ¦          ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦6), угла на-  ¦          ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦клона и азиму-¦          ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦та искривления¦          ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦ствола скважи-¦          ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦ны            ¦          ¦                     ¦
+---+-------+----+--------------+----------+---------------------+
¦5.2¦Ядерно ¦ЯМК ¦а) значения   ¦Изучение и¦Определение эффектив-¦
¦   ¦- маг- ¦    ¦напряжения    ¦регистра- ¦ной пористости плас- ¦
¦   ¦нитный ¦    ¦сигнала сво-  ¦ция эффек-¦тов; оценка ВНК в    ¦
¦   ¦каротаж¦    ¦бодной прецес-¦тов сво-  ¦разрезах с пресными  ¦
¦   ¦       ¦    ¦сии (ССП) в   ¦бодной    ¦водами, разделение   ¦
¦   ¦       ¦    ¦фиксированные ¦прецессии ¦битуминозных и нефте-¦
¦   ¦       ¦    ¦моменты време-¦в методе  ¦носных пластов       ¦
¦   ¦       ¦    ¦ни;           ¦ядерно -  ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦б) те же зна- ¦магнитного¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦чения для од- ¦резонанса,¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦ного момента  ¦возникаю- ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦времени при   ¦щего в    ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦различном вре-¦горных по-¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦мени остаточ- ¦родах и   ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦ного тока и   ¦обуслов-  ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦поляризации   ¦ленного   ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦ядрами во-¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦дорода,   ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦обладающи-¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦ми        ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦наибольшим¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦значением ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦гиромаг-  ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦нитного   ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦отноше-   ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦ния. Рас- ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦чет ИСФ   ¦                     ¦
+---+-------+----+--------------+----------+---------------------+
¦       6. Методы изучения технического состояния скважин        ¦
+---T-------T----T--------------T----------T---------------------+
¦6.1¦Инкли- ¦ -  ¦Зенитный угол ¦Измерение ¦Данные применяются   ¦
¦   ¦номет- ¦    ¦и азимут иск- ¦положения ¦для контроля траекто-¦
¦   ¦рия    ¦    ¦ривления ство-¦ствола    ¦рии ствола скважины, ¦
¦   ¦       ¦    ¦ла скважины   ¦скважины в¦учета поправок при   ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦пространс-¦интерпретации ГИС в  ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦тве       ¦наклонных скважинах  ¦
+---+-------+----+--------------+----------+---------------------+
¦6.2¦Кавер- ¦ДС  ¦Средний диа-  ¦Измерение ¦Данные используются  ¦
¦   ¦номет- ¦    ¦метр скважины ¦среднего  ¦для контроля техсос- ¦
¦   ¦рия    ¦    ¦              ¦диаметра  ¦тояния ствола (кавер-¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦скважины  ¦ны, сальники) и для  ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦по всему  ¦расчета цементирова- ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦стволу    ¦ния колонн           ¦
+---+-------+----+--------------+----------+---------------------+
¦6.3¦Профи- ¦ -  ¦Измерения не- ¦Измерения ¦Использование то же, ¦
¦   ¦лемет- ¦    ¦скольких ради-¦с целью   ¦что ДС, но детально и¦
¦   ¦рия    ¦    ¦усов          ¦построения¦дополнительно выделя-¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦профиля   ¦ются опасные желоба и¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦сечения   ¦др.                  ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦скважины в¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦плоскости,¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦перпенди- ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦кулярной к¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦ее оси    ¦                     ¦
+---+-------+----+--------------+----------+---------------------+
¦6.4¦Термо- ¦ -  ¦Температура   ¦Измерения ¦Применяются для изу- ¦
¦   ¦метрия ¦    ¦или ее гради- ¦с целью   ¦чения термоградиентов¦
¦   ¦       ¦    ¦ент по стволу ¦определе- ¦в регионах, для по-  ¦
¦   ¦       ¦    ¦скважины      ¦ния темпе-¦правок и в интерпре- ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦ратуры по ¦тации ГИС, выявлению ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦глубине   ¦мест поглощения конт-¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦скважины  ¦роля ПЖ              ¦
+---+-------+----+--------------+----------+---------------------+
¦6.5¦Резис- ¦ -  ¦Удельное      ¦Измерения ¦Применяются для вве- ¦
¦   ¦томет- ¦    ¦электрическое ¦с целью   ¦дения поправок в ин- ¦
¦   ¦рия    ¦    ¦сопротивление ¦изучения  ¦терпретации ГИС, вы- ¦
¦   ¦       ¦    ¦жидкости, за- ¦распреде- ¦явления поглощений и ¦
¦   ¦       ¦    ¦полняющей     ¦ления по  ¦притоков, контроля   ¦
¦   ¦       ¦    ¦скважину      ¦глубине   ¦состояния ПЖ         ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦УЭС жид-  ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦кости, за-¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦полняющей ¦                     ¦
¦   ¦       ¦    ¦              ¦скважину  ¦                     ¦
L---+-------+----+--------------+----------+----------------------


1.2. Типовые комплексы ГИС: основные и дополнительные



1.2.1. Комплексы геофизических исследований скважин устанавливаются проектом на строительство скважин. Для оценочных, поисковых, разведочных и опережающих разведочно - эксплуатационных скважин в открытом стволе предусмотрен единый типовой комплекс ГИС для решения геологических задач, включающий обязательные и дополнительные виды исследований, а также типовой комплекс для изучения технического состояния скважин.

1.2.2. Исследования опорных, параметрических, структурных и специальных (базовых) скважин должны выполняться по индивидуальным программам.

1.2.3. Комплексы должны быть ориентированы на применение современной цифровой и компьютизированной каротажной техники и комбинированных модульных сборок скважинных приборов.

1.2.4. Типовой комплекс для решения геологических задач в бурящихся нефтегазовых скважинах состоит из:

общих исследований по всему стволу скважин;

детальных исследований в перспективных и продуктивных интервалах;

дополнительных исследований в тех же интервалах.

Сведения о комплексе приведены в табл. 2.



Таблица 2





ТИПОВЫЕ КОМПЛЕКСЫ МЕТОДОВ ГИС

ДЛЯ РЕШЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ЗАДАЧ В ОЦЕНОЧНЫХ,

ПОИСКОВЫХ, РАЗВЕДОЧНЫХ И РАЗВЕДОЧНО -

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИНАХ



-----T-----------T------------------------------------------------------------------------------------------------------¬
¦ N  ¦ Вид работ ¦                         Методы ГИС                                                                   ¦
¦п/п ¦           +--T--T--T--T---T---T-----T--T-----T--T--T---T---T--T---T-----T---T----T----T---T--T----T----T----T----+
¦    ¦           ¦ПС¦КС¦БК¦ГК¦ННК¦НТК¦ГГК-П¦ДС¦терм.¦ИК¦ДК¦БКЗ¦БМК¦МК¦СГК¦ГГК-Л¦ИНК¦ГДК,¦ОПК,¦ЯМК¦КО¦Нак-¦За- ¦Пов-¦Из- ¦
¦    ¦           ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦ИПТ ¦ИПТ ¦   ¦  ¦ло- ¦кач-¦тор-¦ме- ¦
¦    ¦           ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦но- ¦ка  ¦ные ¦ре- ¦
¦    ¦           ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦мер ¦изо-¦из- ¦ния ¦
¦    ¦           ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦то- ¦ме- ¦на  ¦
¦    ¦           ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦пов ¦ре- ¦2-х ¦
¦    ¦           ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦ния ¦ПЖ  ¦
+----+-----------+--+--+--+--+---+---+-----+--+-----+--+--+---+---+--+---+-----+---+----+----+---+--+----+----+----+----+
¦1.  ¦Общие ис-  ¦- ¦- ¦- ¦+ ¦ + ¦ + ¦  +  ¦+ ¦  +  ¦+ ¦+ ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦следования,¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦М 1:500    ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
+----+-----------+--+--+--+--+---+---+-----+--+-----+--+--+---+---+--+---+-----+---+----+----+---+--+----+----+----+----+
¦2.  ¦Детальные  ¦- ¦- ¦- ¦  ¦ + ¦ * ¦  *  ¦+ ¦     ¦+ ¦+ ¦ - ¦ - ¦- ¦ * ¦  *  ¦ + ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦исследова- ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦ния,       ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦М 1:200    ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
+----+-----------+--+--+--+--+---+---+-----+--+-----+--+--+---+---+--+---+-----+---+----+----+---+--+----+----+----+----+
¦2.1.¦Переменная ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦+ ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦ +  ¦ +  ¦ + ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦часть:     ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦при наличии¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦в разрезе  ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦трещинных, ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦глинистых и¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦битуминоз- ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦ных коллек-¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦торов      ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
+----+-----------+--+--+--+--+---+---+-----+--+-----+--+--+---+---+--+---+-----+---+----+----+---+--+----+----+----+----+
¦2.2.¦При наклоне¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦ +  ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦пластов к  ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦оси скважи-¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦ны более 10¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦мин.       ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
+----+-----------+--+--+--+--+---+---+-----+--+-----+--+--+---+---+--+---+-----+---+----+----+---+--+----+----+----+----+
¦2.3.¦При низком ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦+ ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦выходе     ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦керна      ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
+----+-----------+--+--+--+--+---+---+-----+--+-----+--+--+---+---+--+---+-----+---+----+----+---+--+----+----+----+----+
¦2.4.¦При неиз-  ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦ +  ¦ +  ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦вестном по-¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦ложении од-¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦ного или   ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦нескольких ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦межфлюидных¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦контактов  ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
+----+-----------+--+--+--+--+---+---+-----+--+-----+--+--+---+---+--+---+-----+---+----+----+---+--+----+----+----+----+
¦2.5.¦При неод-  ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦ +  ¦ +  ¦   ¦+ ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦нозначной  ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦геологичес-¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦кой интерп-¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦ретации    ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
+----+-----------+--+--+--+--+---+---+-----+--+-----+--+--+---+---+--+---+-----+---+----+----+---+--+----+----+----+----+
¦3.  ¦Дополни-   ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦ + ¦   ¦  ¦ + ¦     ¦ + ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦ +  ¦ +  ¦ +  ¦
¦    ¦тельные ис-¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦следования ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦для изуче- ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦ния сложных¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦разрезов,  ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
¦    ¦М 1:200    ¦  ¦  ¦  ¦  ¦   ¦   ¦     ¦  ¦     ¦  ¦  ¦   ¦   ¦  ¦   ¦     ¦   ¦    ¦    ¦   ¦  ¦    ¦    ¦    ¦    ¦
L----+-----------+--+--+--+--+---+---+-----+--+-----+--+--+---+---+--+---+-----+---+----+----+---+--+----+----+----+-----




"-" - не проводятся в скважинах, бурящихся на непроводящей ПЖ;

"*" - в интервалах сплошного отбора керна могут регистрироваться в М 1:20.



1.2.5. Общие исследования проводятся по всему стволу скважины с шагом квантования по глубине 0,2 м. При регистрации аналоговых кривых ГИС этому шагу квантования соответствует масштаб глубин 1:500.

1.2.6. В скважинах с непроводящей ПЖ часть методов из комплекса общих исследований исключается.

1.2.7. В состав комплекса общих исследований для поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин дополнительно включают геолого - технологические исследования (ГТИ). Комплекс ГТИ устанавливается для решения геологических и технологических задач в конкретных условиях.

1.2.8. Детальные исследования перспективных и продуктивных интервалов осуществляются с шагом квантования 0,1, что соответствует для аналоговой регистрации масштабу глубин 1:200.

1.2.9. Комплекс детальных исследований состоит из обязательной части, единой для всех регионов страны, и переменной части, содержание которой определяется задачами, решаемыми конкретной скважиной, и геолого - техническими условиями в скважине.

1.2.10. В осложненных скважинах (наклонных, с большими размывами стенок и др.) обязательные исследования для решения геологических задач выполняют также в процессе бурения. Они включают ГТИ и исследования приборами на бурильном инструменте: инклинометр, ГК, КС и др. (по мере разработки).

1.2.11. Дополнительные геофизические исследования выполняются с шагом квантования 0,1 м для выделения сложнопостроенных коллекторов. Они включают применение искусственных изотопов и часть обязательных исследований при смене скважинных условий (на двух ПЖ, повторные измерения во времени по мере формирования зоны проникновения и других). Дополнительные исследования планируют и выполняют по индивидуальным программам.

1.2.12. Типовой комплекс для изучения технического состояния открытого ствола бурящихся скважин включает исследования по всему стволу скважин и исследования в открытом стволе (см. табл. 3).



Таблица 3



ТИПОВОЙ КОМПЛЕКС ГИС ДЛЯ ИЗУЧЕНИЯ

ОТКРЫТОГО СТВОЛА БУРЯЩИХСЯ СКВАЖИН



----T-----------------T------------------------------------------¬
¦ N ¦   Виды работ    ¦Виды исследований и характеристик разреза ¦
¦п/п¦                 +----------------------T-------------------+
¦   ¦                 ¦исследования по всему ¦  исследования в   ¦
¦   ¦                 ¦   стволу скважины,   ¦ открытом стволе,  ¦
¦   ¦                 ¦  масштабы 1:500 или  ¦  масштабы 1:500   ¦
¦   ¦                 ¦        1:1000        ¦    или 1:1000     ¦
+---+-----------------+----------------------+-------------------+
¦1. ¦Резистивиметрия  ¦           +          ¦                   ¦
+---+-----------------+----------------------+-------------------+
¦2. ¦Термометрия      ¦           +          ¦                   ¦
+---+-----------------+----------------------+-------------------+
¦3. ¦Инклинометрия    ¦                      ¦          +        ¦
+---+-----------------+----------------------+-------------------+
¦4. ¦Профилеметрия    ¦                      ¦          +        ¦
L---+-----------------+----------------------+--------------------


1.3. Требования к аппаратуре, оборудованию и кабелю



1.3.1. ГИС должны проводиться с помощью аппаратуры, оборудования и кабеля, допущенных к применению в установленном порядке. Экспериментальные образцы допускаются к применению по согласованию бурового и геофизического предприятий.

1.3.2. Вся применяемая аппаратура, оборудование и технология должны иметь эксплуатационную документацию.

1.3.3. Внесение каких-либо изменений в конструкцию аппаратуры и оборудования допускается только при их согласовании с организацией - разработчиком.

1.3.4. Аппаратура и оборудование, отработавшие установленный ресурс или срок эксплуатации, допускаются к дальнейшей эксплуатации только на основании акта испытаний комиссией, в акте устанавливается срок повторных испытаний.

1.3.5. Лаборатории каротажных станций (в дальнейшем - лаборатории) должны обеспечивать выполнение полного комплекса ГИС с цифровой регистрацией с шагом квантования 0,2 - 0,5 м и при необходимости аналоговую регистрацию первичных и вычисленных данных в масштабах глубин 1:20 - 1:1000, при этом диапазон частот неискаженной записи должен быть не менее 1,5 Гц.

1.3.6. Подъемники каротажных станций (в дальнейшем - подъемники) должны обеспечивать спуск и подъем кабеля с СГП в скважине при проведении ГИС в диапазоне скоростей 0,03 - 2,8 м/с.

1.3.7. Кабели должны обеспечивать спуск и подъем СГП в скважину, питание СГП электроэнергией, передачу сигналов от СГП в лабораторию, а также сигналов управления из лаборатории к СГП, определение глубины расположения СГП.

1.3.8. Выбор кабеля осуществляют в зависимости от комплекса ГИС, применяемой аппаратуры, глубины скважины, термобарических условий, необходимости работ через лубрикатор и др.

1.3.9. Вспомогательное оборудование должно обеспечивать:

индикацию движения СГП;

определение скорости спуска и подъема кабеля;

измерение натяжения кабеля;

измерение длины кабеля;

направление кабеля в скважину;

крепление кабеля к СГП;

поддержание температуры в салонах лаборатории и подъемника, регламентированной НД на них.

1.3.10. При разработке новых каротажных станций и скважинной аппаратуры рекомендуется предусматривать компьютеризацию всех работ при ГИС, в т.ч. технологических процессов с использованием информации о натяжении кабеля в зоне СГП и на устье скважины, о перемещении СГП в скважине, текущих значениях температуры и давления, поступающих от СГП.

1.3.11. Электрическое сопротивление изоляции цепей аппаратуры должно быть, не менее:

    для измерительных цепей         5 МОм;
    для силовых цепей               2 МОм;
    для приборного заземления       1 МОм.

1.3.12. Аппаратура должна обеспечивать подачу контрольных сигналов с погрешностью не более 1% для градуировки, установки и контроля масштабов регистрации.

1.3.13. Многоканальная аппаратура должна обеспечивать величину взаимного влияния каналов не более 3%.

1.3.14. Аппаратура ЭК обычными зондами должна обеспечивать измерения КС в динамическом диапазоне не менее 1000, УЭС ПЖ в диапазоне 0 - 20 Ом.м и ПС с основной погрешностью измерений не более 5%.

1.3.15. Аппаратура БК должна обеспечивать измерение КС в диапазоне не менее 0 - 5000 Ом.м с основной погрешностью измерений не более 5%.

1.3.16. Аппаратура ИК должна обеспечивать измерение кажущейся удельной проводимости в диапазоне не менее 10 - 4000 мОм/м с основной погрешностью измерений не более 5%.

1.3.17. Аппаратура МК должна обеспечивать одновременное измерение КС потенциал- и градиент- микрозондами в диапазоне не менее 0 - 100 Ом.м с основной погрешностью измерений не более 10%, а также диаметра скважины микрокаверномером с погрешностью измерений не более 5 мм.

1.3.18. Аппаратура БМК должна обеспечивать одновременное измерение КС в диапазоне не менее 0 - 300 Ом.м с основной погрешностью измерений не более 7% и диаметра скважины микрокаверномером с погрешностью измерений не более 5 мм.

1.3.19. Аппаратура АК должна обеспечивать одновременное измерение интервального времени в диапазоне не менее 140 - 600 мкс/м с основной погрешностью измерений не более 3% и коэффициента затухания в диапазоне не менее 0 - 30 дБ/м с основной погрешностью измерений не более 15%.

1.3.20. Аппаратура РК должна обеспечивать выполнение следующих требований:

1.3.20.1. Нелинейность счетной характеристики - не более 2%.

1.3.20.2. Величину просчета - не более 20%.

1.3.20.3. Относительную среднеквадратичную погрешность измерений, не более:

для ГК - 3% при специальных исследованиях, 5% при детальных исследованиях, 6% при общих исследованиях;

для НК - 2% при специальных исследованиях, 3% при детальных исследованиях, 4% при общих исследованиях;

для ГГК-П и ГГК-Л - 0,03 г/куб. см для пластов мощностью более 3 м, 0,04 г/куб. см для пластов мощностью 1,5 - 3 м, 0,05 г/куб. см для пластов мощностью 1 - 1,5 м.

1.3.20.4. Наличие стабилизации спектрометрической схемы аппаратуры СГК.

1.3.21. Аппаратура ИНК должна удовлетворять следующим требованиям:

ИГН должны быть оснащены нейтронными трубками с выходом нейтронов не менее 10000000 н/с, нестабильностью выхода нейтронов в температурном диапазоне работы ИГН не более 30% в течение 8 ч;

фон детекторного блока должен быть не более 20 имп./мин. для высокочастотных трубок и 100 имп./мин. - для низкочастотных;

просчет измерительного тракта на первой задержке должен быть не более 5%, нелинейность на больших скоростях счета - до 5%.

1.3.22. Аппаратура ЯМК должна удовлетворять следующим основным требованиям:

порог чувствительности при выделении коллекторов в скважинах диаметром до 280 мм - не менее 1% ИСФ;

нелинейность амплитудной характеристики измерительного канала не должна превышать 5% в диапазоне 30 дБ.

1.3.23. Аппаратура ДК должна обеспечивать регистрацию разности фаз и амплитуду напряженности магнитной компоненты электромагнитного поля, создаваемого током зонда, с погрешностью не более 2 град. для фазы и 5% для отношения амплитуд для пластов мощностью более 0,7 м.

 1 2 3 4 5 6 7 


Российское законодательство Следующий документ Право России, интернет библиотека


Полезная информация

Партнеры

Новости сайта

Авто новости

Недвижимость

Разное

Рейтинг@Mail.ru
Рейтинг@Mail.ru