28. Подсчет запасов газа и конденсата газовых и газоконденсатных месторождений производится объемным методом или по падению давления по данным опытно-промышленной эксплуатации.
29. Степень разведанности газовых и газоконденсатных месторождений, подлежащих промышленному освоению и опытно-промышленной эксплуатации, удовлетворяет соотношению категории запасов газа и конденсата, предусмотренному действующими нормами на момент подсчета запасов.
30. При разведке газовых и газоконденсатных месторождений (залежей) и подготовке их к разработке следует обеспечить:
1) доказатель наличия или отсутствия нефтяной оторочки промышленного значения;
2) проведение полноценных опробований и исследований по нескольким скважинам с целью получения основных параметров залежи;
3) определение основных параметров коллекторов, достаточно полно характеризующих продуктивные горизонты как по разрезу, так и по площади;
4) определение положения контактов газовых и газонефтяных залежей;
5) определение характерных структурных и геометрических особенностей строения залежи.
31. При разведке газовых и газоконденсатных месторождений требуемым условием является максимальное сокращение сроков разведки, получение соответствующих показателей для подготовки месторождений к опытно-промышленной эксплуатации и последующей передачи их в разработку, что обеспечивает:
1) совмещением этапов разведки и проектирования разработки; это достигается тем, что после получения промышленных притоков газа в поисковых скважинах заложение разведочных скважин производится по проекту разведки или доразведки с учетом вероятного расположения будущих эксплуатационных скважин;
2) выбором конструкции скважин, отвечающей требованиям их эксплуатации;
3) выделением этапов разведки многопластовых месторождений с учетом их разработки;
4) определением газо-водяного контакта расчетным путем;
5) осуществлением бурения скважин для доказательства отсутствия нефтяных оторочек промышленного значения;
6) применением наиболее рациональных комплексов промысловых и геолого-геофизических исследований скважин, обеспечивающих получение соответствующих параметров для проектирования опытно-промышленной эксплуатации и разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
Параграф 3. Геолого-промысловые исследования в разведочных скважинах, для получения исходных данных на проектирование опытно-промышленной эксплуатации и разработки газовых и газоконденсатных месторождений
32. По разведочным скважинам производится:
1) изучение литолого-стратиграфического разреза по керну, шламу, образцам, отобранным боковым грунтоносом, и комплексом геолого-геофизических исследований;
2) выявление в разрезе продуктивных горизонтов;
3) определение основных характеристик продуктивных горизонтов: мощности, физических свойств коллекторов - пористости, проницаемости, связанной воды, нефти и другие по промыслово-геофизическим, лабораторным и гидродинамическим исследованиям;
4) изучение покрышек;
5) определение начального положения газоводяного и газо-нефтяного (в нефтегазовых залежах) контактов;
6) определение продуктивности скважин.
33. С целью изучения данных для подсчетов запасов газа и проектирования разработки месторождения следует в намеченных проектом разведки скважинах сплошной или выборочный отбор керна из продуктивных горизонтов с таким расчетом, чтобы практически выносимым керном была обеспечена достаточно полная характеристика физических свойств продуктивных пластов и вмещающих их отложений.
34. Во всех разведочных скважинах проводится полный комплекс промысловых геофизических исследований, включая определение кривизны и азимута ствола скважин.
Проходка без каротажа, замера кривизны и азимута скважины не допускается более 200 м.
35. Объем и виды геолого-промысловых исследований при бурении разведочных скважин устанавливаются геолого-техническим нарядом, утвержденным в соответствии с проектами разведки и опытно-промышленной эксплуатации месторождения.
36. Во всех случаях после цементажа колонны следует определять высоту подъема цемента за колонной, качество цементажа цементомером или другими методами.
37. На каждой разведочной площади следует определить геотермический градиент в специально подготовленных для этого скважинах.
38. В случае получения притока воды вместе с газом следует определить место притока специальными исследованиями при помощи электротермометра, резистивиметра или другими методами.
39. На скважинах, давших газ, проводится:
1) замер статического давления на устье (образцовыми манометрами) и определение пластового давления (как правило, глубинными манометрами и в исключительных случаях расчетом);
2) определение дебита газа и конденсата минимум на 5 - 7 режимах работы скважины;
3) замер динамического давления на устье (образцовыми манометрами) и определение забойного давления (глубинными манометрами или расчетом) при различных режимах работы скважины;
4) снятие кривых стабилизации давления и кривой нарастания давления;
5) замер температуры на забое и по стволу скважины при различных дебитах газа;
6) определение количества и состава выносимой воды и твердых примесей при различных дебитах газа;
7) отбор проб газа и конденсата для определения их химического состава, изучения условий выпадения конденсата, определения наличия коррозионных компонентов (сероводорода, углекислоты - в газе, органических кислот - в жидкой фазе);
8) при необходимости работы по увеличению дебита скважины (интенсификация).
40. На скважинах, давших воду (законтурных и внутриконтурных), производится:
1) откачка воды до постоянства химического состава;
2) замеры пластового давления (глубинными манометрами), статического уровня, снятие индикаторной кривой и кривых восстановления давления;
3) отбор глубинных проб воды для химического анализа и определения количества и состава растворенного газа.
41. На скважинах с признаками нефти или давших нефть проводится комплекс исследований, предусмотренный требованиями разработки нефтяных месторождений.
42. Планы и сроки проведения исследований (опытная эксплуатация) по разведочным скважинам согласовываются с территориальными подразделениями уполномоченного органа в области промышленной безопасностью.
Параграф 4. Освоение и исследование газовых и
газоконденсатных скважин
43. В процессе проведения разведочного бурения следует обеспечить раздельное опробование всех выявленных и перспективных пластов (горизонтов).
44. Освоение газовых скважин допускается производить только при установке фонтанной арматуры соответствующего давления и обвязке выкидных манифольдов скважин, позволяющих производить требуемый отбор проб, замеры давления и температуры. Фонтанная арматура и система манифольдов следует закреплять и опрессовывать на полуторакратное ожидаемое устьевое давление.
45. В условиях, когда продуктивные пласты представлены слабосцементированными породами или скважины приурочены к приконтактным зонам, процесс освоения скважин производится особенно осторожно, без резкого снижения давления на пласт.
46. Чтобы свести к минимуму опасность разрушения призабойной зоны в рыхлых коллекторах или подтягивания флюидов из смежных зон пласта в трещиноватых коллекторах, следует освоение скважин проводить в два этапа:
1) I этап - освоение скважин при малых депрессиях;
2) II этап - освоение скважин более интенсивное (при больших депрессиях).
47. В процессе исследования скважин следует:
1) отобрать пробы газа и конденсата для лабораторного изучения состава пластового газа, содержания конденсата в газе, условий выпадения конденсата в пласте, возможных потерь его и другого;
2) при наличии конденсата в газе изучить выпадение конденсата в сепараторах при различных давлениях и температурах;
3) определить изменение температуры газа в стволе скважины и в сепараторах при различных дебитах скважин;
4) изучить условия выделения конденсационной воды и гидратообразования в стволе скважины и призабойной зоне;
5) изучить возможность перетоков газа в другие пласты, наличие межколонных пропусков газа;
6) определить фактически работающие интервалы вскрытой мощности пласта и распределение дебитов по отдельным пропласткам;
7) выяснить условия разрушения призабойной зоны пласта;
8) изучить эффективность применения методов интенсификации притока в скважину и выяснить наилучшие условия вскрытия пласта;
9) изучить коррозионную агрессивность газожидкостного потока, скорость и характер коррозии для выбора метода борьбы с нею;
10) установить оптимальные дебиты и условия эксплуатации скважин и разработки залежей (месторождений).
48. На устье исследуемых скважин, на шлейфе, сепараторе и в отводящем газопроводе следует устанавливать образцовые манометры на соответствующее давление и врезаны карманы под термометры.
49. Изучение интенсивности выноса породы и жидкости производится путем измерения их количества в пескоуловителях или сепараторах. Эти данные следует регистрировать на каждом режиме работы скважины. Особенно тщательно следует измерять количество выпавшего песка в первые дни эксплуатации.
50. Следует периодически замерять забой скважины, следить за его состоянием.
51. Для более достоверного определения количества выносимого песка, стабильности дебита и другого в отдельных случаях проводятся специальные (длительные) испытания скважин.