Ориентировочные интервалы испытания пластов в процессе бурения по проектной поисковой скважине указываются в таблице №4.4.3.1
Таблица №4.4.3.1
| номер объекта | интервал опробования, м | возраст отложений | тип пластоиспытателя |
| 1 | 760-800 | P1a | МИГ -146 |
| 2 | 1420-1435 | C 2m | КИИ-2М- 146 |
| 3 | 1695-1730 | C1v | МИГ -146 |
| 4 | 2250-2265 | C3 fr1 sm | МИГ -146 |
| 5 | 2290-2360 | C3 fr kn | КИИ - 2М - 146 |
Интервалы испытания должны оперативно корректироваться геологической службой в зависимости от фактической глубины залегания горизонтов, намеченных к испытанию и текущих результатов изучения нефтеносности вскрываемого разреза. При обнаружении нефтепроявлений в непредусмотренных проектом горизонтах, а также при вскрытии зоны ухода промывочной жидкости следует провести испытание их пластоиспытателем. Перед испытанием объектов в процессе бурения должны быть проведены геолого-геофизические исследования (МБК, БК, ДС, РК), которые решают следующие задачи:
1. выявление возможно нефтеносных пластов;
2. установление глубины их залегания;
3. выделение эффективных толщин пластов;
4. оценка их коллекторских свойств;
5. установление состояния ствола скважины в зоне намеченного испытания с целью выбора места установки пакера.
В процессе испытания пластов необходимо производить гидродинамические исследования, позволяющие определить характер насыщения пласта и его геолого-геофизические параметры (проницаемость, величину пластового давления, гидропроводность, коэффициент продуктивности и др.). Испытание должно производиться не позднее 5 суток после вскрытия пласта и удаленности забоя от него не более чем на 25-30 метров.
С целью установления промышленной нефтеносности пластов, оценки их продуктивной характеристики и получения других необходимых, данных для подсчета запасов нефти по промышленным категориям и составление проекта разработки залежи в скважине предусматривается спуск эксплуатационной колонны. Перед началом испытания производится проверка колонны на герметичность методом опрессовки или снижения уровня. Испытание в ней продуктивных горизонтов следует производить снизу вверх. Количество объектов испытания в эксплуатационной колонне зависит от фактической нефтеносности разреза, степени изученности залежи на данном этапе работ, их сравнительной оценки. В связи с этим объекты испытания намечены предварительно, и окончательный выбор интервалов испытания будет сделан на основании всего комплекса исследования в скважине.
Ориентировочные интервалы испытания предполагаемого продуктивного горизонта через колонну типовой скважины приведены в таблице №4.4.3.
Таблица №4.4.3.2
| № объекта | Интервалы испытания (м) | Возраст отложений | Способ вскрытия, количество отверстий на 1 м. | Плотность бурового раствора, (кг/м3) | Способ вызова притока | Методы интенсификации притока | Интервалы установления цементного моста |
| 1 | 1420-1430 | C2m vr - C2b | Кумулятивная перфорация 18 отверстий | 1120 | Метод «воздушной подушки» | Глубокая СКО | 1400-1450 |
| 2 | 1695-1710 | C1v tl | Кумулятивная перфорация 12 отверстий | 1120 | Метод «воздушной подушки» | ГКО и СКО | 1675-1745 |
| 3 | 1720-1725 | C1v bb | Кумулятивная перфорация 12 отверстий | 1120 | Метод «воздушной подушки» | ГКО и СКО | 1675-1745 |
4.4.4 Лабораторные исследования образцов
Лабораторные исследования приводятся из расчета на одну поисковую скважину в таблице № 4.4.4.1
Таблица №4.4.4.1
| № | Виды и назначение исследования, анализа | Количество образцов, проб |
| 1 | Петрографические исследования (изучение и описание шлифов). Из однородных слоёв мощностью более 5 метров-3 образца: из кровли, подошвы и середины. При частом переслаивании терригенных пород составляющих пачки мощностью более 5м один образец на 1,5метра из каждого литологического типа пород. | 90 |
| 2 | Минералогический анализ (гранулометрический). Для обломочных пород: песчаников, алевролитов. В тех же интервалах и количестве что и для петрографических исследований. | 90 |
| 3 | Палеонтологические исследования (микрофаунистическое изучение шлифов для определения возраста пород). В плотных карбонатных породах 1 образец на 1 погонный метр керна, на уровне стратиграфической границы на протяжении 2метров через 1,5метра ниже и выше границы. | 225 |
| 4 | Споро-пыльцевой анализ. В терригенных породах на уровне стратиграфической границы через 0,5метров ниже и выше границы на протяжении 2 метров. | 28 |
| 5 | Изучение физических свойств пород-коллекторов (определение пористости, проницаемости, плотности). В терригенных породах 2 - 3 образца, в карбонатных – 3 - 4 образца на каждый метр поднятого керна. При небольшом выносе керна не менее трёх образцов: из кровли, подошвы и середины пласта. | 1305 |
| 6 | Люминисцентно-битуминологические исследования. При однородном разрезе один образец через 5метров, при частом переслаивании терригенных пород один образец на 1 - 1,5метра. | 600 |
| 7 | Изучение глинистости пород-коллекторов. Используются образцы, отобранные для изучения проницаемости пород-коллекторов. | 50 |
| 8 | Определение удельного электрического сопротивления. Производится в объёме 50% от числа образцов, отбираемых для изучения проницаемости. | 25 |
| 9 | Изучение радиоактивности. Отбор образцов в количестве один образец на 1метр керна в терригенных породах. | 435 |
| 10 | Акустические измерения. Используются образцы, отобранные для изучения пористости. | 50 |
| 11 | Определение нефтенасыщенности пород-коллекторов. Из продуктивных нефтеносных горизонтов 3 образца на один погонный метр в однородных слоях, и 5 в неоднородных. | 295 |
| 12 | Химический анализ нефти. Отбирается одна проба в объёме 2,5 литра из нефтеносного пласта. | 5 |
| 13 | Химический анализ воды (полный анализ). Отбирается одна проба в объёме 6 литров из пластов, давших при испытании пластовую воду. | 6 |
ГЛАВА 5 Ликвидация и консервация скважин
При завершении цикла строительства скважины в зависимости от полученных результатов они могут быть ликвидированы или законсервированы ( при получении промышленных притоков нефти ) или использованы в качестве наблюдательных. Шурф для рабочей трубы заливается цементом.
Ликвидация и консервация скважин должна осуществляться в соответствии “Инструкция о порядке ликвидации и консервации скважин и оборудования их устьев и стволов”, утвержденных постановлением ГосГорТех надзором РФ от 22.03.2000. №10
В скважинах подлежащих ликвидации интервалы со слабыми нефтегазопроявлениями, оказавшиеся непродуктивными перекрываются цементными мостами, высота каждого такого моста должна быть равна мощности пласта + 20 метров от кровли и от подошвы пласта. На кровле верхнего пласта мост устанавливается на высоту не менее 50 м.
Для более надёжной изоляции пресных вод предусматривается установка дополнительного ликвидационного моста высотой 50 м. Мост устанавливается в последней обсадной колонне на 25 м. выше и ниже предпологаемой нижней границе распространения пресных вод в интервале.
Устья ликвидированных скважин должны оборудоваться репером, на котором электросваркой делается надпись: № скважины, наименование площади и организации пробурившей скважину, а также ставится дата начала и окончания строительства. Над устьем скважины устанавливается бетонная тумба, облицованная железом 1х1х1 м., высота репера над бетонной тумбой должна быть не менее 0,5 м.
В случае ликвидации скважины после опробования при наличии эксплуатационной колонны(ЭК) все объекты испытания должны быть также изолированы друг от друга цементными мостами. Установка их производится аналогичным образом.
В скважинах ликвидируемых без спуска колонн в башмаке кондуктора устанавливается цементный мост высотой не более 50 м.
Консервация скважины производится с учётом повторного ввода её в эксплуатацию или проведения в ней каких либо ремонтных и других работ; не реже двух раз в год производится проверка состояния скважины с соответствующей записью в специальном журнале.
Скважина при консервации заполняется жидкостью, которая исключает глинизацию пластов и создаёт противодавление.
При временной консервации (остановки) находящихся в бурении скважин со вскрытыми продуктивными горизонтами, устья скважин герметизируют привенторами. Выше вскрытого продуктивного горизонта устанавливается цементный мост или гельцементный мост высотой 30-50 м., буримость которого ниже буримости пород в интервале установки моста.
При консервации скважин с перфорированной ЭК на устье устанавливается трубная головка фонтанной арматуры (ФА) с контрольным вентелем, с загерметизированными патрубками и заглушками на фланцах задвижек.
Над интервалом перфорации устанавливается цементный мост высотой 25-30 м.
ГЛАВА 6 Подсчет ожидаемых запасов нефти и газа
Балансовые запасы нефти и газа считаются объемным методом по следующей формуле:
Q Б = F * h * m * KН * ρ * θ, где
F – площадь залежи;