СКВАЖИНЫ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫЕ
НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ

Правила проведения испытаний

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила применения национальных стандартов Российской Федерации - ГОСТ Р 1.0-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения»

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН ООО «Научно-исследовательский и проектный институт мониторинга природных ресурсов Российской академии естественных наук» (ООО «НИПИ МПРР») с участием специалистов ОАО НПП «ГЕРС», НПП «Тверьгеофизика», Тюменского государственного нефтегазового университета

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 431 «Геологическое изучение, использование и охрана недр»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 25 декабря 2008 г. № 777-ст

4 В настоящем стандарте реализованы нормы Федерального закона от 21 февраля 1992 № 2395-1 «О недрах» в части полноты геологического изучения, рационального использования и охраны недр с учетом требований Федерального закона от 21 июля 1997 № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» в части безопасного ведения работ, связанных с пользованием недр и Федерального закона от 26 июня 2008 года № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений»

5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок - в ежемесячно издаваемых информационных указателях «Национальные стандарты». В случаях пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет

Содержание

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Дата введения - 2010-01-01

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает методические, технические и технологические правила проведения испытаний нефтяных и газовых поисково-разведочных скважин, основные правила организации работ, подготовки скважин, требования к аппаратуре и оборудованию, правила безопасности при производстве работ.

Настоящий стандарт распространяется на испытания скважин приборами на трубах и кабеле.

2 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

ГДК - гидродинамический каротаж;

ГИРС - геофизические исследования и работы в скважинах;

ГТН - геолого-технический наряд;

ЗПК - запорно-поворотный клапан;

ИПК - испытатель пластов на кабеле;

ИПТ - испытатель пластов на трубах;

КВД - кривая восстановления давления;

НКТ - насосно-компрессорные трубы;

ОПК - опробование пластов;

УБТ - утяжеленная буровая труба;

УЭС - удельное электрическое сопротивление.

3 Общие положения

3.1 Испытание поисковых и разведочных скважин является обязательным элементом комплексного изучения вскрываемого стратиграфического разреза при ведении геолого-поисковых работ на нефть и газ.

3.2 Испытание скважин в зависимости от стадии поисково-разведочных работ и особенностей объекта испытаний проводят для решения следующих геолого-промысловых задач:

- определения флюидонасыщенности горных пород-коллекторов;

- определения пластовых давлений и гидродинамических параметров пластов;

- изучения закономерностей изменения коллекторских свойств пласта в прискважинной и удаленной зонах;

- оценки начальных дебитов нефти, газа, пластовой воды;

- оценки запасов и потенциальных возможностей изучаемых горизонтов;

- определения границ интервалов с разной флюидонасыщенностью во вскрытом стратиграфическом разрезе.

3.3 При испытании изучаемый объект включается во временную эксплуатацию при обязательном регулировании и контроле отбора пластового флюида с измерением давления на устье и на забое скважины.

Отработка пласта на разных режимах чередуется с периодическими прекращениями отбора жидкости или газа для регистрации восстановления давления в пласте.

3.4 К режимам испытания относятся:

- депрессия на пласт (разность между начальным пластовым давлением и давлением на забое скважины при отборе флюида);

- продолжительность отбора флюида из пласта;

- продолжительность закрытия скважины для регистрации восстановления давления;

- количество циклов «приток-восстановление давления»;

- соотношение между дебитом и депрессией на пласт;

- соотношение между депрессией на пласт при испытании и превышением гидростатического давления бурового раствора или иной жидкости в скважине над пластовым давлением.

3.5 В комплекс гидродинамических параметров, определяемых при испытании, входят:

- начальное пластовое давление;

- коэффициент продуктивности h, определяемый по формуле

где

Q - дебит флюида;

DР - средняя депрессия, действующая на пласт;

- коэффициент гидропроводности пласта ε, определяемый по формуле

где

k - проницаемость пласта;

μ - динамическая вязкость пластового флюида в забойных условиях;

h_{эф. раб} - эффективная работающая толщина пласта;

- коэффициент снижения проницаемости прискважинной зоны пласта (скин-эффект);

- радиус исследования пласта;

- коэффициенты объемной упругости флюида и вмещающих пород.

3.6 Испытания пластов проводят как в процессе бурения скважин в открытом стволе, так и после окончания бурения и спуска эксплуатационных колонн. Для технического обеспечения испытаний используют специальное оборудование:

- испытатели пластов, спускаемые в скважину на бурильных или насосно-компрессорных трубах;

- испытатели пластов, спускаемые в скважину на каротажном кабеле;

- эжекторные многофункциональные испытатели пластов.

3.7 При исследованиях с применением ИПТ в открытом стволе регистрируют непрерывную кривую изменения давления на забое в процессе притока и кривую восстановления давления (КВД). Технология позволяет получать данные о скин-факторе и других свойствах околоскважинной области пласта (в радиусе 3-30 м в зависимости от проницаемости отложений).

3.8 Исследования с применением ИПТ в колонне проводят по аналогичной технологии, но вызов притока рекомендуется осуществлять путем длительного (не менее продолжительности цикла закрытия на КВД) отбора флюида с поддержанием постоянного забойного давления с помощью свабирования. При этом депрессия должна составлять не менее 50 % депрессии технологического режима.

3.9 Исследования с помощью стандартного испытателя пластов на кабеле ИПК не отличаются от рассмотренных выше по технологии проведения измерений. Они используются для оценки фильтрационно-емкостных свойств отдельных изолированных прослоев с возможным отбором глубинных проб пластового флюида.

Примечание - Следует учитывать, что при малом объеме измерительных камер уменьшается время исследований, что ограничивает радиус исследований прискважинной зоной (0,1-3 м).

Для оценки вертикальной и латеральной анизотропии проницаемости исследуемого пласта рекомендуется использовать модификации испытателя пластов на кабеле для открытого ствола, оснащенные мультизондовой измерительной системой.

Для определения параметров пласта в интервалах, не вскрытых перфорацией, рекомендуется использовать динамический испытатель пластов для обсаженного ствола. При испытании пласта осуществляется сверление обсадной колонны и цементного камня, а после завершения испытания - герметизация высверленного отверстия.

4 Организация работ

4.1 Недропользователи, имеющие лицензию государственных органов, применяют различные организационно-правовые формы взаимоотношений при проведении испытаний скважин с субъектами предпринимательской деятельности (далее - производители работ).

4.2 Недропользователь уведомляет производителя работ о необходимости проведения испытаний заявкой на испытание скважины, в которой указывают цели и задачи, состояние и геолого-технические характеристики скважины и объекта испытания (приложение А).

4.3 На основании поданной заявки представители производителя работ и недропользователя составляют план работ по испытанию (приложение Б), который согласует руководитель производителя работ и утверждают технический и геологический руководители недропользователя. Утвержденный план по испытанию передают производителю работ, а копии плана - буровому мастеру, мастеру бригады капитального и подземного ремонта скважин.

4.4 Ответственным руководителем за выполнение работ является представитель недропользователя, указанный в плане испытания скважины.

Ответственным руководителем за соблюдение технико-технологических требований и качество работ при испытании скважины является представитель производителя работ - начальник партии, мастер по испытанию скважин.

4.5 Недропользователь обязан обеспечить:

- подготовку скважины, бурильного инструмента, насосно-компрессорных труб, бурового и силового оборудования, противовыбросового устройства;

- обвязку и опрессовку устьевой головки согласно утвержденной схеме;

- контроль активности притока флюида в трубы и уровня жидкости в затрубном пространстве в процессе испытания;

- выполнение буровой бригадой или бригадой капитального ремонта необходимых работ с пласто-испытательным оборудованием на скважине (разгрузка, сборка, спуск, испытание, подъем, разборка, погрузка).

4.6 Производитель работ обязан обеспечить:

- исправные технические средства для испытания скважины (испытатели пластов, контрольно-измерительные приборы);

- кран высокого давления для устьевой обвязки;

- транспорт для перевозки оборудования и работников партии.

4.7 Перед проведением работ по испытанию скважины недропользователь обязан провести геофизические исследования и все необходимые измерения геометрических параметров ствола скважины в соответствии с действующими руководящими документами и инструкциями.

4.8 Готовность буровой установки и скважины к испытанию оформляют актом (приложение В) за подписями бурового мастера (мастера по капитальному ремонту) и геолога.

Акт готовности скважины к проведению испытания пласта передают представителю производителя работ перед началом работ на скважине.

Производитель работ обязан удостовериться в надлежащей подготовке скважины к испытанию и в случае выполнения всех оговоренных требований подписать акт и приступить к работе.

4.9 Испытание скважины запрещают в случае:

- неисправности бурового подъемного оборудования, инструмента;

- отсутствия противовыбросового устройства или его неисправности;

- самопроизвольного притока из скважины с угрозой аварийного фонтанирования (о степени опасности решение принимает ответственный руководитель работ - представитель недропользователя);

- неполного состава вахты или использования учеников (стажеров) в качестве вахтовых рабочих;

- отсутствия документации, необходимой для проведения работ;

- отсутствия ответственного представителя недропользователя, указанного в плане работ по испытанию скважины.

4.10 Перед началом работ по испытанию скважины проводят инструктаж вахты с повторением его для каждой вновь заступающей вахты.

4.11 По результатам испытания (независимо от полученной при этом информации) начальник партии по испытанию составляет акт о проведенных работах на скважине, который подписывают буровой мастер (мастер по капитальному ремонту) и представитель недропользователя (приложение Г). В акте дается предварительное заключение о результатах испытания.

4.12 Окончательное заключение по материалам испытания производитель работ выдает недропользователю в трехдневный срок после окончания работ на скважине и возвращения партии на базу (приложение Д).

4.13 Документация по испытанию скважин передается недропользователем в банк данных для дальнейшего использования при геологическом изучении недр, при региональных геолого-геофизических исследованиях и разработке нефтегазовых месторождений.

5 Выбор объекта испытания

5.1 Выбор объекта испытания осуществляет геологическая служба недропользователя на основании всей информации по данному региону, рекомендаций по результатам геолого-технологических и геофизических исследований, выполненных в процессе бурения скважины, по результатам проведения промыслово-геофизических работ в открытом стволе скважины.

5.2 К испытанию в процессе бурения рекомендуются горизонты, которые оцениваются как продуктивные или возможно продуктивные, по:

- нефтегазопроявлениям, наблюдаемым у устья скважины при циркуляции бурового раствора;

- насыщению нефтью образцов разбуриваемых пород (керна или шлама);

- содержанию углеводородных газов в буровом растворе (газокаротаж);

- результатам люминесцентного битуминологического анализа промывочной жидкости или шлама.

К испытанию в процессе бурения должны рекомендоваться не только нефтегазонасыщенные пласты, но и водоносные объекты для оценки возможности использования пластовых вод при заводнении нефтяных залежей.

5.3 Пласты с различным характером насыщения (газ, нефть, вода), обнаруженные во вскрытом интервале, должны испытываться с селективным разобщением каждого пласта.

5.4 В скважинах, обсаженных эксплуатационными колоннами, объектами исследования с использованием спускаемых на трубах испытателей пластов являются перфорированные интервалы. В них работы проводят со следующими целями:

- освоения объектов;

- интенсификации добычи нефти посредством депрессионного и гидроимпульсного воздействия на пласт;

- оценки качества цементирования скважины;

- проведения длительных отборов пластового флюида путем пуска скважины в кратковременную эксплуатацию.

6 Подготовка ствола скважины и наземного оборудования к проведению испытания

6.1 Перед спуском ИПТ необсаженная часть ствола скважины должна быть проработана со скоростью не более 25 м/ч до забоя долотом номинального диаметра и промыта в течение не менее 1,5 циклов буровым раствором с целью ликвидации уступов, резких переходов, сальников и предотвращения возможных посадок инструмента при спуске ИПТ.

6.2 Характеристики бурового раствора должны соответствовать указанным в геолого-технологическом наряде и обеспечивать безаварийное нахождение ИПТ на забое в процессе испытания скважины (не менее 3-4 ч).

6.3 На буровой необходимо иметь запас раствора соответствующей плотности в объеме не менее двух объемов скважины, без учета объема раствора, находящегося в заполненной до устья скважине. Запас материалов и химических реагентов для регулирования плотности, водоотдачи, статического напряжения сдвига и липкости раствора должен соответствовать плану работ на испытание.

6.4 Буровое подъемное оборудование должно иметь достаточную приводную мощность для выполнения всех технологических операций: спуска, подъема, вращения и возвратно-поступательного движения инструмента в скважине.

6.5 Обвязка буровых насосов должна обеспечивать перекачку бурового раствора из запасных емкостей в доливную емкость для заполнения труб и затрубного пространства скважины. Циркуляционная система должна позволять выполнять полную очистку и дегазацию раствора через вибросито и гидроциклоны.

6.6 Колонна бурильных труб должна быть рассчитана на прочность от смятия избыточным наружным давлением с коэффициентом К = 1,3 для стальных труб и К = 1,5 для труб из алюминиевого сплава (Д 16Т).

6.7 Перед спуском ИПТ должны быть проверены и обеспечены исправность спускоподъемного оборудования (вышки талевой системы, лебедки, индикатора веса), системы гидравлической обвязки и противопожарного оборудования, освещения, дегазации притока, долива скважины и наличие регламентированного объема раствора и химических реагентов.

Должны быть проверены на соответствие и целостность резьбовые соединения, обеспечивающие при спускоподъемных операциях герметичность бурильных труб и НКТ.

6.8 Буровая скважина должна иметь подъездные пути, обеспечивающие беспрепятственный подъезд к приемным мосткам лаборатории по испытанию пластов и транспорта по доставке ИПТ. Рабочая площадка у устья скважины, приемные мостки и подходы к ним должны быть освобождены от посторонних предметов, очищены от бурового раствора, смазочных материалов, снега, льда. Сходни приемных мостков должны иметь ребристую поверхность или поперечные рейки, предотвращающие скольжение обслуживающего персонала.

6.9 Устьевое оборудование включает противовыбросовое оборудование и специальное устьевое оборудование для проведения работ с испытателем пластов.

Противовыбросовое оборудование состоит из превенторов различного типа (плашечных, универсальных, вращающихся) с механизмами дистанционного и ручного управления, системы трубопроводов обвязки с задвижками и кранами высокого давления.

6.10 Устьевое оборудование должно обеспечивать:

- быструю и надежную герметизацию устья скважины при спущенном в скважину бурильном инструменте и без него;

- разрядку скважины при повышении давления путем стравливания флюида через выкидные трубопроводы при закрытых превенторах;

- замену газированной пластовой жидкости в скважине прямой и обратной циркуляцией на промывочную жидкость с соответствующими параметрами;

- контроль давления в скважине при закрытых превенторах;

- отвод газа или пластовой жидкости на безопасное расстояние от устья скважины;

- движение инструмента в скважине при герметизированном устье.

6.11 Схема обвязки устья скважины и тип превентора должны соответствовать требованиям, предусмотренным в техническом проекте и геолого-техническом наряде на строительство скважины.

Выкидные трубопроводы от превенторов направляют по прямой линии в противоположные стороны, оборудуют резервной и рабочей задвижками высокого давления, а между ними устанавливают манометр с предельным давлением на 50 % выше ожидаемого.

6.12 Специальное устьевое оборудование - устьевая головка неподвижного (или вертлюжного) типа или цементировочная головка - свинчивается с верхней бурильной трубой. Головка с помощью гибких шарниров-угольников соединяется быстросъемными гайками с металлическим манифольдом, который должен быть жестко закреплен опорами с элементами буровой установки во избежание вибрации трубопровода в процессе испытания пласта.

Диаметр выкидной линии (манифольда) должен соответствовать диаметру ствола устьевой головки и диаметру выкида превентора.

6.13 Дополнительный трубопровод от крестовины выводят из-под пола буровой установки и заканчивают быстросъемным соединением, которое закрыто заглушкой в процессе бурения скважины. Крестовина обвязана задвижками высокого давления, перекрывающими поток жидкости в дополнительный трубопровод для отвода поступающей жидкости из пласта в специальную емкость. Длина трубопровода для отвода жидкости в нефтяных скважинах должна быть не менее 30 м, для газовых и разведочных скважин - не менее 100 м.

6.14 В начале спуска ИПТ в скважину устьевую головку с манифольдом опрессовывают с помощью цементировочного агрегата на полуторакратное давление по сравнению с ожидаемым пластовым. После опрессовки гибкого манифольда задвижки на боковых отводах превентора должны быть закрыты, открывают кран на устьевой головке и на блоке задвижек для контроля притока жидкости из пласта по выходу воздуха из шланга, опущенного под уровень воды в емкость.

6.15 Применяемые схемы обвязки должны быть согласованы для конкретной площади с уполномоченными органами исполнительной власти.

7 Выбор и подготовка испытательного оборудования

7.1 Комплексы ИПТ и их компоновки подбирают в зависимости от следующих факторов:

- условий и режимных задач, указанных в плане работ;

- диаметра и глубины скважины;

- испытаний в открытом стволе или обсадной колонне;

- опоры на забой или упора на стенки скважины;

- испытания с одним пакером или с селективным разобщением, в одноцикловом или многоцикловом режиме вызова притока флюида.

В полную компоновку комплекса ИПТ «снизу-вверх» входят:

- опорный башмак или якорь;

- толстостенный патрубок с манометром и уравнительным устройством;

- нижний пакер;

- фильтр;

- патрубок с манометром;

- верхний пакер;

- безопасный замок;

- пробоотборник;

- гидравлический ясс;

- патрубок с манометром;

- испытатель пластов;

- запорный клапан;

- компенсатор;

- циркуляционный клапан или сливной клапан;

- бурильные (насосно-компрессорные) трубы;

- устьевая головка.

Конструктивные особенности комплексов описаны в соответствующих руководствах по эксплуатации.

7.2 Подготовку комплексов ИПТ проводят на базе производственного обслуживания производителя работ с соблюдением требований, изложенных в технических описаниях и руководствах по эксплуатации ИПТ.

7.3 Компоновка ИПТ должна обязательно включать циркуляционный клапан, обеспечивающий восстановление циркуляции бурового раствора в любой момент операции по испытанию скважины.

Компоновка ИПТ должна иметь составные части (узлы), обеспечивающие двойное перекрытие притока флюида из пласта (клапан ИПТ и запорный клапан).

7.4 Скважинные манометры готовят к работе согласно руководству по эксплуатации приборов. Количество глубинных манометров и места их установки в компоновке ИПТ выбирают согласно принятой технологической схеме испытания объектов.

8 Проведение технологической операции по испытанию скважины приборами на трубах

8.1 Технологическую операцию по испытанию скважины проводят в соответствии с планом работ и технологической инструкцией [1]. Продолжительность испытания в открытом стволе планируется с учетом времени безопасного пребывания испытательного инструмента на забое скважины.

Технологические схемы предусматривают одно-, двух- и многоцикловые отборы пластового флюида из пласта и закрытия скважины для регистрации восстановления пластового давления.

8.2 Режимы испытания устанавливает геологическая служба недропользователя, согласовывает с производителем работ и фиксирует в плане работ по испытанию.

В зависимости от фактического проявления пласта в ходе испытания (интенсивный приток или отсутствие видимого проявления пласта) начальнику партии (отряда) по испытанию разрешается изменять время открытых и закрытых периодов по согласованию с представителем недропользователя, присутствующим на скважине.

Общая продолжительность открытых периодов исследования должна обеспечивать получение пластового флюида в объеме, достаточном для однозначной оценки насыщенности коллектора, регистрации качественных кривых притока и восстановление давления.

8.3 При испытании слабопроницаемых пластов с целью точного учета подтоков скважинной жидкости в трубы из-за частичной негерметичности бурильных или насосно-компрессорных труб и оценки состава пластовой жидкости необходимо применять до и после вызова притока прибор типа гамма-плотномера.

Во время всего испытания необходимо непрерывно контролировать уровень жидкости в затрубном пространстве.

8.4 При активном проявлении пласта допускается кратковременный перелив буферной жидкости через устьевую обвязку для последующей оценки возможностей пласта.

9 Контроль работы испытательного инструмента и оценка качества выполненного испытания

9.1 При спуске ИПТ необходимо непрерывно контролировать положение уровня жидкости в кольцевом пространстве. Скважина всегда должна быть заполнена до устья.

9.2 При спуске ИПТ необходимо периодически осуществлять контроль герметичности спускаемого комплекса по действующим нормативным документам.

9.3 Необходимо непрерывно контролировать все осевые нагрузки при спуске и подъеме оборудования и осуществлении технологических операций с забойными клапанами.

9.4 После открытия клапана ИПТ следует проверить уровень жидкости в затрубном пространстве. Быстрое падение уровня указывает на нарушение герметичности пакеровки. В этом случае необходимо быстро приподнять ИПТ и закрыть впускной клапан, восстановить уровень в затрубном пространстве и повторно попытаться установить пакер, увеличив нагрузку на 20 %-30 %.

Если повторная попытка установить пакер окажется неудачной, нужно поднять инструмент из скважины и изменить его компоновку и длину хвостовика. Компоновки ИПТ с якорем позволяют более оперативно решать эту задачу.

9.5 В случае притока газа, нефти или пластовой жидкости с высоким содержанием газа следует принять меры, обеспечивающие безопасность работ:

- закрыть запорный клапан;

- снять пакер с места установки;

- выждать время до полного прекращения выхода воздуха из труб;

- открыть циркуляционный клапан и обратной промывкой вытеснить пластовую жидкость из труб в вынесенную за пределы буровой емкость с соблюдением требований по предупреждению пожара, измерить объем жидкости, поступившей из пласта в трубы, отобрать пробы жидкости для химического анализа;

- во время циркуляции выровнять параметры жидкости в трубах и затрубном пространстве;

- обеспечить подъем инструмента со скоростью, предотвращающей вызов притока из пласта;

- при подъеме инструмента необходимо непрерывно доливать затрубное пространство скважины.

9.6 На основании исходных данных о проведении работ с ИПТ в скважине, полученной информации о наличии или отсутствии притока в процессе испытания и анализа диаграмм глубинных манометров проводят оперативную оценку качества технологических операций по испытанию объекта:

- испытание технически качественное (завершенное), если оно проведено без аварий и осложнений и решена поставленная задача;

- испытание технически некачественное (незавершенное), если при его выполнении наблюдались посадки, затяжки инструмента, повышенное шламонакопление на забое, частичная негерметичность бурильных труб, поглощение бурового раствора, отказ буровых механизмов и узлов ИПТ, а также отличия фактических параметров режима от запланированных и нарушения технических условий и требований правил безопасности и охраны окружающей среды.

9.7 Испытание объекта должно считаться качественным и завершенным, если были выполнены следующие условия:

- в трубах поднята пластовая жидкость, отобрана герметичная проба жидкости;

- на диаграммах манометров, установленных под фильтром, в фильтре и в трубах над ИПТ, имеются четкие линии записи нулевой линии, кривой притока и кривой восстановления давления;

- на диаграммах манометров, установленных в трубах над ИПТ, однозначно оценивается герметичность бурильных труб, НКТ и узлов ИПТ;

- на диаграммах манометров, установленных под фильтром, в фильтре и в устройстве для измерения затрубного давления, зафиксированы герметичная пакеровка, открытие клапана ИПТ, закрытие ЗПК и постоянное давление в затрубном пространстве.

9.8 При однозначном установлении притока пластового флюида в процессе испытания признаками для оценки возможностей пласта являются объем притока и его интенсивность, форма диаграммы кривой притока и восстановления забойного давления (выпуклость, кривизна линии и наличие пологого конечного участка КВД).

9.9 При отсутствии очевидных признаков притока критерием завершенности испытания может служить наличие качественных диаграмм скважинных манометров, на которых зарегистрирован процесс испытания объекта.

10 Испытание пластов приборами на кабеле

10.1 Испытания пластов приборами на кабеле включают две операции:

- гидродинамический каротаж - измерение пластового и гидростатического давления и последующий расчет коэффициентов гидропроводности пород в точках измерения;

- опробование пластов - отбор и подъем герметизированных проб пластовых флюидов.

Испытания выполняют с помощью одной и той же аппаратуры, содержащей скважинный прибор и наземный пульт управления.

Скважинный прибор выполняет следующие операции:

- изоляцию исследуемого участка ствола скважины путем прижатия к стенке герметизирующего резинового башмака;

- вызов притока жидкости и газа из коллектора за счет перепада давления между пластом и емкостью прибора;

- измерение давления в полости стока прибора;

- герметизацию и подъем на поверхность отобранной пробы.

Прибор должен содержать взаимозаменяемые узлы опробования и испытания, а также от одного до трех баллонов, емкостью 6 дм³ каждый, для утилизации пробы (пробосборник). Сменными являются датчик давления, который подбирают на предельную величину ожидаемого давления в скважине, и герметизирующий башмак двух типоразмеров для скважин различного диаметра.

10.2 Испытания проводят после комплекса ГИРС для исключения неоднозначной геологической интерпретации данных комплекса ГИРС в пластах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами для определения межфлюидных контактов и пластовых давлений в продуктивных пластах.

10.3 Благоприятные условия для проведения испытаний существуют в вертикальных и слабонаклонных скважинах диаметром от 146 до 280 мм при температуре до 120°С и давлении от 8,5 до 80 МПа против пластов с тонкой глинистой коркой и постоянным диаметром скважины.

10.4 Испытания не проводят в горизонтальных и наклонных (с наклоном более 40°) скважинах, а также в интервалах ствола, препятствующих плотному прилеганию башмака к стенке скважины вследствие образования толстых глинистых или шламовых корок, волнистой поверхности и трещиноватости стенок скважины.

10.5 Выбор интервалов и глубин испытаний зависит от решаемых геологических задач и особенностей строения геологического объекта:

- для выделения коллекторов методом ГДК исследуют весь предполагаемый коллектор от подошвы до кровли с шагом от 0,2 до 1,0 м в зависимости от его толщины. Коллекторы выделяют по наличию притоков из исследованных участков пласта;

- для установления граничных значений геофизических параметров, необходимых для выделения коллекторов по количественным критериям, в интервал испытаний включают участки пласта, характеризующиеся различными геофизическими характеристиками, в том числе заведомо непроницаемые участки, и проводят их испытания из расчета не менее трех точек на участок. Сопоставляя характеристики ГИРС с результатами испытаний, устанавливают граничные значения геофизических параметров;

- измерения пластового давления при наличии зон аномально высокого или аномально низкого пластового давления в одновременно эксплуатируемых многопластовых залежах, при неравномерной выработке запасов с применением систем заводнения и прорывах нагнетаемых вод, выполняют в пределах всех проницаемых интервалов последовательно снизу вверх.

10.6 Для оценки характера насыщенности коллекторов толщиной более четырех метров пласт исследуют первоначально в режиме ГДК с шагом 0,5-1,0 м от подошвы к кровле.

Далее среди исследованных участков выбирают наиболее проницаемые, по одному в подошвенной, кровельной и центральной частях пласта.

После этого в режиме ОПК испытывают участок в подошвенной части пласта. Если из него получена проба нефти или газа без признаков пластовой воды, то пласт считают продуктивным.

При наличии в пробе пластовой воды последующим спуском опробуют кровельную часть пласта. Если при этом будет установлено наличие пластовой воды, то пласт считают водоносным. Если в кровельной части пласта получены нефть или газ, а в подошвенной - вода, то последующими опробованиями в переходной зоне уточняют положение межфлюидного контакта.

При определении межфлюидного контакта первоначально устанавливают его положение по данным ГИРС или с использованием другой информации (например по гипсометрическому положению контакта и кровли пласта). Первая точка испытания должна соответствовать глубине предполагаемого контакта. Если получена проба нефти или газа, то следующую точку ОПК намечают на 2 м ниже; если в пробе присутствует вода, то на 2 м выше. Если в новой точке испытания смена флюида не наблюдается, то процедуру повторяют снова с интервалом 2 м до смены флюида или до получения смеси воды и углеводородов. Определение положения контакта, когда расстояние между участками с разным характером насыщенности составляет менее 2 м, проводят последующими опробованиями снизу вверх с шагом 0,5 м до первого появления в пробе углеводородов.