Размещено на http://www.allbest.ru/

43

Министерство образования и науки российской федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

Пермский государственный национальный исследовательский университет

Кафедра геофизики

КУРСОВАЯ РАБОТА

Использование методов акустического каротажа при исследовании обсаженных скважин

Исполнитель:

студент 4 курса

Агеев Андрей Александрович

Руководитель: д. г.- м. н.

Губина Августа Ивановна

Пермь 2013

Условные обозначения

АК - акустический каротаж;

АКПЗ - акустический каротаж по приточным зонам;

ГГДТ - гамма-гамма дефектоскопия толщинометрия

ГК - гамма каротаж;

ГИС - геофизические исследования скважин;

ПВП - полный волновой пакет;

САТ - акустический телевизор;

Кд - коэффициент доломитизации;

Ке - коэффициент приточности;

Кп - коэффициент пористости;

К пр - коэффициент проницаемости;

DТ - интервальное время;

А - амплитуда волны;

Аlpha - затухание волны;

Е - энергия волнового сигнала.

ЭМДСТ - электромагнитная дефектоскопия толщинометрия.

Оглавление

Введение

1 Геолого-геофизическая характеристика Сибирского

месторождения нефти

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Литология и стратиграфия

1.3 Тектоника

1.4 Нефтегазоносность

1.5 Физические свойства продуктивных обложений

2 Физические основы акустического каротажа в обсаженных скважинах

2.1 Теория АК

2.2 Приборы акустического каротажа

2.3 Комплексная интерпретация методов АК - ГГК - ЭМСТД

2.4 Метрология

3 Техника безопасности и охрана окружающей среды

3.1 Требования по безопасному ведению геофизических работ

в нефтяных скважинах

3.2 Инструктаж по технике безопасности

3.3 Охрана окружающей среды

Заключение

Литература

ВВЕДЕНИЕ

Современная разработка месторождений углеводородов - сложный процесс, основанный на взаимодействии таких сложных систем, как пласт, скважины, подземное и наземное оборудование. Управление этим процессом возможно только на базе информационных и компьютерных технологий, включающих в себя учет и обобщение всех имеющихся данных. Особая роль здесь принадлежит данным, получаемым в ходе контроля разработки месторождений с помощью геофизических и гидродинамических методов исследований скважин, отражающих динамические изменения в пласте в ходе добычи.

В работе рассмотрены теоретические и практические аспекты такого комплексного изучения объектов эксплуатации на основе современных методов интерпретации и анализа совокупной геолого-промысловой, геофизической и гидродинамической информации.

Цель геофизического и гидродинамического контроля - получение информации о состоянии продуктивных пластов и изменениях, происходящих в них в процессе разработки залежи, для оптимального регулирования темпа отбора флюидов, обеспечивающего максимальное извлечение нефти и газа из недр.

При этом методами решаются следующие задачи разработки месторождений нефти. Задачи общего характера: определение начального положения и наблюдение за перемещением водонефтяного контакта в процессе вытеснения нефти из пласта; наблюдение за перемещением фронта нагнетаемых вод по пласту. Детальные исследования: уточнение геологического строения месторождения; оценка коэффициентов текущей и конечной нефтенасыщенности и нефтеотдачи пластов; изучение эксплуатационных характеристик пластов (выделение интервалов притока и приемистости, определение работающих мощностей); контроль за процессами интенсификации притока и приемистости пластов. Изучение состояния скважин: определение мест притока и поглощения жидкости в скважине за счет негерметичности обсадных колонн и зон затрубной циркуляции флюидов; определение состава и уровня жидкости в скважине и межтрубном пространстве, определение пластовых давлений, проницаемости и продуктивности пластов.

Для решения перечисленных задач используется широкий комплекс геофизических и гидродинамических методов, включающий методы исследования скважин, вышедших из бурения, и методы, специально разработанные для исследования эксплуатационных и нагнетательных скважин.

1 ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СИБИРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ

1.1 Общие сведения о месторождении

Сибирское месторождение нефти в административном отношении расположено в Усольском районе Пермской области юго-восточнее города Березники, в 145 км севернее областного центра, на территории юго-восточной части Верхнекамского месторождения калийных солей.

Основными путями сообщения являются электрифицированная железная дорога Пермь-Березники-Соликамск, тракт Пермь-Кунгур-Чусовой-Губаха-Кизел-Александровск-Березники-Соликамск. С вводом в эксплуатацию в 1996 году автодорожного моста через реку Чусовую открыто прямое автомобильное сообщение города Березники с областным центром. На остальной части территории имеется лишь сеть грунтовых дорог, проезжих только в сухую погоду.

По морфологическим особенностям территория месторождения представляет собой слабо всхолмленную равнину, прорезанную на юго-западе реки Яйва. Равнина слабо наклонена к западу. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +170 м до +241 м.

Речная сеть представлена рекой Яйва с ее притоками: Большая Уньва, Малая Уньва, Уньва, Большая Песьянка, Песьянка, а также многочисленными ручьями. Реки замерзают в начале ноября, вскрываются во второй половине апреля. Толщина льда в конце марта достигает 70-100 см. Весеннее половодье длится около одного месяца, уровень воды повышается на 1-3 м, межень с июня по сентябрь.

Большая часть территории покрыта лесом хвойных и лиственных пород с кустарником. Пойменные участки рек заболочены.

Климат района континентальный с продолжительной холодной зимой и теплым, но сравнительно коротким летом, поздними весенними и ранними осенними заморозками. Среднегодовая температура воздуха составляет -9°С, среднемесячная в июле +17,4°С, в январе -16°С. Продолжительность безморозного периода в среднем 112 дней. Годовое количество осадков составляет 829 мм. Максимум осадков за месяц наблюдается в ноябре - 88 мм, минимум в апреле - 51 мм. Преобладающее направление ветров - южное. Максимальная толщина снежного покрова в поле достигает 80 см, глубина промерзания грунта от 55 до 137 см.

Месторождение расположено в перспективном нефтегазоносном районе Пермской области, в котором в настоящее время открыто 31 месторождение.

Сибирское нефтяное месторождение входит в систему Полазненского нефтяного района ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ".

Экономика района базируется на добыче и переработке нефти, газа и калийных солей, развита также химическая промышленность, титаномагниевое производство, лесоразработки, целлюлозно-бумажная промышленность. Сельское хозяйство имеет ограниченное развитие.

Кроме калийных солей, каменного угля и нефти, на территории производственного комплекса добываются алмазы и золото (бассейн рек Вишера и Яйва). Из местных строительных материалов разрабатываются кирпичные глины, пески, гравийно-галечные отложения.

Геологическое строение Сибирского месторождения изучено геологическими исследованиями, геофизическими методами разведки, бурением солеразведочных скважин, а также глубоким параметрическим, поисково-разведочным и эксплуатационным бурением.

Месторождение открыто в результате поисково-разведочных работ, проводимых Березниковским УРБ на Сибирской площади, и включает два поднятия: Сибирское и Родыгинское.

Промышленная нефтеносность установлена в башкирских (пл. Бш), серпуховских (пл. Срп), бобриковских (пл. Бб₁, Бб₂, Бб₃, Бб₄) и турнейско-фаменских (пл. Т-Фм) отложениях. На месторождении выявлены залежи нефти, приуроченные к пластам Бш и Срп, к бобриковским пластам, и две залежи в пределах пласта Т-Фм (на Сибирском и Родыгинском поднятиях).

1.2 Литология и стратиграфия

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза приводится согласно «Унифицированных стратиграфических схем по PZ Русской платформы» (1990 г.) и Постановления Бюро МСК от 08.04.05 по Пермской системе.

Девонская система D

Девонские отложения несогласно залегают на породах вендского комплекса и представлены двумя отделами: средним (эйфельский и живетский ярусы) и верхним (франский и фаменский ярусы).

Средний девон D ₂

Эйфельский ярус D ₂ ef

Эйфельские отложения представлены алевролитами с прослоями песчаников и аргиллитов. Алевролиты и песчаники пестроокрашенные, кварцевые, неравномерно глинистые. Вскрытая мощность отложений составила 15 м.

Живетский ярус D ₂ zh

Отложения живетского яруса - алевролиты, песчаники и аргиллиты. Алевролиты светло-серые, неравномерно глинистые, участками ожелезненные. Песчаники светло-серые, иногда с зеленоватым оттенком, кварцевые. Аргиллиты зеленовато-серые, иногда переходящие в песчаник глинистый. Мощность отложений живетского яруса составила 15 м.

Верхний девон D ₃

Франский ярус D ₃ f

Нижнефранский подъярус D ₃ f¹

Нижнефранский подъярус включает терригенные отложения пашийского и тиманского возраста. В кровле отложений известняк серый, темно-серый, крепкий с прослоями аргиллита.

Мощность нижнефранских отложений составляет 9 м.

Среднефранский подъярус D ₃ f ²

Среднефранский подъярус включает саргаевский и доманиковый горизонты. Разрез сложен темно-серыми известняками с коричневатым оттенком, неравномерно битуминозными. Мощность отложений - 11м.

Верхнефранский подъярус D ₃ f ³

Верхнефранские отложения представлены известняками серыми и темно-серыми с коричневатым оттенком, микро-тонкозернистыми с детритом, прослоями водорослевыми, вторично-комковатыми, детритово-сгустковыми.

Мошность верхнефранских отложений достигает 204 м.

Фаменский ярус D ₃ fm

Фаменский ярус сложен рифогенными известняками от темно-серых до светло-серых тонкозернистыми, неравномерно доломитизированными, участками окремнелыми.

Отмечается неравномерная пористость, местами кавернозность. По порам и кавернам распространены выпоты нефти. Массивная текстура известняков нарушена микротрещиноватостью. Вертикальные горизонтальные и разнонаправленные микротрещины выполнены в основном кальцитом, реже глиной.

К верхней части фаменского яруса приурочена промышленная нефтеносность.

Мощность фаменских отложений изменяется от 169 м до 217 м.

Каменноугольная система C

Каменноугольная система представляет собой три отдела: нижний, средний и верхний.

Нижнекаменноугольная система С ₁

В составе нижнего отдела выделяются турнейский, визейский и серпуховский ярусы.

Турнейский ярус С ₁ t

Разрез турнейского яруса сложен известняками светло-серыми, мелкозернистыми, пористыми, кавернозными, плотными, крепкими, в разной степени глинистыми, битуминозными.

В верхней части разреза известняки глинистые, встречаются прослои почти черных аргиллитов, реже алевролитов, что указывает на формирование пород в условиях мелководного шельфа на значительном удалении от источников терригенного материала. К отложениям турнейского яруса приурочена промышленная нефтеносность. Мощность отложений изменяется от 3 до 20 м.

Визейский ярус С ₁ v

Нижневизейские отложения (радаевский горизонт) установлены повсеместно. Они в большинстве изученных разрезов стратиграфически несогласно покрывают разновозрастные турнейские отложения. Прослоями и участками пористые разности пород нефтенасыщены.

Мощность радаевских отложений колеблется от 2 до 12 м.

Средневизейские отложения - тульский (C₁tl ) и бобриковскнй (C₁bb) горизонты.

Отложения бобриковского горизонта на изучаемой территории распространены повсеместно и согласно залегают на радаевских. Представлены преимущественно песчаниками кварцевыми от светло- до темно-серых, иногда почти черных с подчиненными прослоями аргиллитов, неравномерно алевритистых, прослоями сильно углистых и алевролитов неравномерно глинистых, участками сильно песчанистых до перехода в песчаник. Песчаники, разнозернистые с различными нефтепроявлениями - от выпотов нефти по порам до полного нефтенасыщения - можно отнести к русловому аллювию, к которому и приурочена промышленная нефтеносность.

Мощность отложений бобриковского горизонта от 22 до 43 м.

Нижняя часть тульского горизонта сложена переслаивающимися песчаниками, аргиллитами и алевролитами, структурно-текстурные признаки которых, позволяют отнести их к фациям болот, приморских озер, заливов, лагун и зон слабых волнений прибрежно-лагунного мелководья.

Верхняя часть тульского горизонта - известняки с прослоями аргиллитов, алевролитов и доломитов.

Мощность тульского горизонта изменяется от 12 до 31м.

Серпуховский ярус С₁ s

Отложения серпуховского яруса и верхняя часть визейского представлены известняками и доломитами светло-серыми. В кровле известняки слабо окремнелые. Отмечены нефтепроявления. В верхней части серпуховские отложения промышленно нефтеносны.

Мощность отложений окского надгоризонта составляет от 93 м до 121 м, серпуховского яруса - от 119 м до 241 м.

Среднекаменноугольная система С ₂

Средний отдел каменноугольной системы включает московский и башкирский ярусы.

Башкирский ярус С ₂ b

Башкирский ярус сложен известняками серыми и темно-серыми в различной степени доломитизированными, прослоями глинистыми, неравномерно пористыми. К отложениям башкирского яруса приурочена промышленная нефтеносность.

Мощность отложений от 48 до 63 м.

Московский ярус C ₂ m

Московский ярус: верейский, каширский, подольский и мячковский горизонты.

Отложения верейского горизонта представлены известняками темно-серыми, глинистыми, органогенно-обломочными, с редкими прослоями доломитов. Отмечены нефтепроявления по керну.

Мощность отложений от 64 до 73 м.

Отложения каширского, подольского и мячковского горизонтов представлены толщей доломитов с редкими прослоями доломитизированных известняков, В нижней части этой толщи появляются прослои темно-серых, известковистых аргиллитов.

Мощность этой части разреза составляет от 181 м до 216 м.

Верхнекаменноугольная система С ₃

Верхнекаменноугольные отложения - доломиты с прослоями известняков. Доломиты светло-серые, темно-серые, слабоизвестковистые, крепкие, прослоями глинистые, участками кавернозные.

Мощность отложений от 44 м до 102 м.

Пермская система Р

Пермская система на территории месторождения представлена только нижним отделом согласно «Унифицированных стратиграфических схем по PZ Русской платформы» (1990 г.) и Постановления Бюро МСК от 08.04.05 по Пермской системе.

Нижнепермская система Р ₁

В составе нижнепермских отложений выделяются ассельский и сакмарский, артинский и кунгурский ярусы.

Ассельский + сакмарский Р ₁ а + Р ₁ s

Ассельский и сакмарский ярусы сложены известняками серыми с коричневатым оттенком, темно-серыми, кристаллическими и мелкокристаллическими, плотными, крепкими, перекристаллизованными, участками окремнелыми, прослоями органогенно-детритовыми, участками глинистыми, битуминозными, с редкими нефтепроявлениями.

Мощность отложений от 225 м до 362 м.

Артинский ярус Р ₁ аr

Артинский ярус по литологическому составу подразделяется на 2 пачки: карбонатную и терригенную.

Карбонатная пачка сложена известняками светло-серыми, участками окремнелыми, органогенно-обломочными с многочисленной фауной, иногда рифогенными. Терригенная пачка представлена дивьинской свитой мергелей и темно-серых известковистых аргиллитов (на западе) и урминской свитой полимиктовых песчаников и алевролитов с пачкой темно-серых аргиллитов и мергелей в основании (на востоке).

Мощность артинского яруса изменяется от 246 м до 401 м.

Кунгурский ярус Р ₁ k

В пределах кунгурского яруса выделяются филипповский и иренский горизонты.

Филипповский - две пачки: нижняя - ангидритовая и верхняя - глинисто-карбонатная. Нижняя пачка сложена ангидритами с прослоями доломитов, верхняя - чередующимися между собой мергелями, доломитами и аргиллитами.

Мощность отложений филипповского горизонта от 54 м до 78 м.

Иренский горизонт является основным соленосным горизонтом Соликамской депрессии, в составе которого выделяются глинисто-ангидритовая (подсолевая) и соляная толщи.

Мощность глинисто-ангидритовой толщи - от 267,9 м до 294 м, составляя в среднем для Сибирского месторождения 283,6 м.

Мощность соляных отложений на площади Сибирского месторождения изменяется в пределах от 373,1 до 422 м с устойчивой тенденцией увеличения её в северо-западном направлении.

Мощность отложений иренского горизонта на площади Сибирского месторождения нефти колеблется от 660 м до 714 м.

Верхнепермская система Р ₂

Уфимский ярус Р ₂ u

Уфимский ярус выделяется в составе соликамского и шешминского горизонтов.

В отложениях соликамского горизонта выделяются соляно-мергельная и терригенно-карбонатная толщи.

Соляно-мергельная толща - мергели с пластами глины, с включениями гипса и ангидрита. В основании толщи наблюдаются пласты и прослои каменной соли. Мощность соляно-мергельной толщи изменяется от 81 до 115м.

Терригенно-карбонатная толща в верхней части сложена песчаниками и алевролитами с подчиненными прослоями известняков, в нижней части известняками с редкими прослоями песчаников, глинистыми известняками, иногда с включениями гипса и ангидрита. Мощность колеблется от 60 до 145 м.

В целом мощность отложений соликамского горизонта составляет 171-250м при явной тенденции ее увеличения в северо-западном направлении.

Шешминский горизонт представлен пестроцветной толщей, состоящей из аргиллитов, алевролитов, песчаников с редкими прослоями конгломератов и тонкими прослоями известняков ближе к основанию толщи. Мощность отложений составляет 34-74 м.

Четвертичные система

Четвертичные отложения на рассматриваемой территории распространены повсеместно. На водораздельных и склоновых частях рельефа они сложены глинами, суглинками, брекчией и щебнем элювиального и делювиального происхождения. Речные отложения приурочены к долине реки Большая Уньва в центральной и южной частях исследуемой площади и представлены песками, глинами, галечниками и суглинками.

Мощность четвертичных отложений колеблется от 2,6 до 19,2 м.

1.3 Тектоника

В тектоническом отношении Сибирское месторождение находится в южной части Соликамской депрессии Предуральского краевого прогиба и приурочено к двум поднятиям - Сибирскому и Родыгинскому, осложняющим Уньвинский выступ.

Строение Соликамской депрессии изучено по данным аэрометодов, полевой геофизики, структурного и глубокого бурения. Соликамская депрессия четко выражена, как отрицательная структура. Она простирается в меридиальном направлении на 230 км, шириной 60-80м. Наиболее погруженной является ее южная половина, где поверхность артинских отложений залегает на абсолютных отметках минус 850 м. Для Соликамской депрессии характерно развитие мощной толщи солей кунгурского яруса, интенсивное проявление соляной тектоники.

Вся территория Соликамской депрессии расположена в области распространения Камско-Кинельской системы впадин с широким развитием внутри верхнедевонских седиментационных образований в виде одиночных рифовых массивов - выступов или групп по 2-4 - на одном цоколе. Высота рифогенных пород достигает до 500 м. Отложения турнейского яруса образуют структуры облекания.

Характер и общие закономерности тектонического строения поднятий Сибирского место рождения прослежены по картам отражающих горизонтов:

по кровле тиманского терригенного горизонта (Ш);

по подошве терригенных отложений визейского яруса (II^П);

по кровле терригенных отложений визейского яруса (II^K);

по кровле отложений башкирского яруса (I^П);

по кровле карбонатных отложений артинского яруса (А^К);

по кровле терригенных отложений артинского яруса (А^Т);

по подошве соляной толщи кунгурского яруса (С^П).

По отражающему горизонту Ш, отождествленному с кровлей отложений тиманского горизонта нижнефранского подъяруса, Сибирской площади соответствует моноклинальный склон с погружением слоев с запада на восток от -2620 м до -2719 м.

По отражающему горизонту II^П, отождествленному с подошвой терригенных отложений визейского яруса, зафиксирована положительная двухкупольная брахиантикликальная структура субмеридиального простирания с уплощенной сводовой частью и крутыми крыльями. Размеры структуры по оконтуривающей изогипсе - 2130 м составляют 10х5,6 км, амплитуда - 92,7 м.

По отражающему горизонту II^К, отождествляемому с кровлей терригенных отложений тульского горизонта, структурный план повторяет нижележащий (II^П).

Брахиантиклинальная структура несколько выполаживается, сохраняя субмеридиональное простирание. Наивысшая отметка кровли терригенных отложений тульского горизонта - 1995,8 м.

Размеры структуры практически сохраняются и по замкнутой изогипсе минус 2075 м составляют 10,0x5,5 км, амплитуда уменьшается до 79,2 м.

Размеры Сибирского поднятия по изогипсе минус 2030 м составляют 4,1x3,0 км, амплитуда- 34,2 м.

По оконтуривающей изогипсе минус 2030 м размеры Родыгинского поднятия - 6,5x3,7 км, амплитуда достигает 26,6 м.

По отражающему горизонту I^П, отождествленному с кровлей карбонатных отложений башкирского яруса, брахиантиклинальная структура сохраняется. Отмечается выполаживание структурного плана с незначительными смещениями в сводовых частях.

Размеры структуры по оконтуривающей изогипсе минус 1770 м составляют 9,8x5,7 км, амплитуда - 59 м.

По оконтуривающей изогипсе минус 1740 м Сибирское поднятие имеет размеры 3,6x2,9 км, амплитуду - 29 м.

Размеры Родыгинского поднятия - 3,6x3,6 км, амплитуда - 19м.

По отражающему горизонту А^К, отождествленному с кровлей карбонатных отложений артинского яруса, на фоне моноклинального погружения горизонта в восточном направлении фиксируется ряд положительных структур, образование которых связано с артинскими рифами. Наличие органогенных построек артинского возраста подтверждается данными бурения, сейсморазведки и гравиразведки. Размеры артинских рифов незначительны: от 1,0x0,5 км до 1,8x1,3 км.

По кровле терригенных отложений артинского яруса на фоне склона в западном направлении также выделяется двухкупольная брахиантиклинальная структура, сводовая часть которой смещена на восток, относительно поверхностей по нижележащим горизонтам.

Размеры брахиантиклинальной складки по замкнутой изогипсе минус 785 м составляют 7,9x4,0 км.

Наличие в разрезе мощной толщи верхнеиренских каменных солей существенно отразилось на развитии тектоники в исследуемом районе.

По материалам сейсморазведки с привлечением данных бурения построена карта, отображающая поведение подошвы соляной толщи, где выделяются субмеридиональные цепочки локальных поднятий, ядра которых составляют увеличенные мощности соли. Поднятия сформировались в начале позднепермской эпохи в процессе перераспределения, выдавливания солей за счет вертикальных и тангенциальных усилий.

каротаж нефтегазоносность

1.4 Нефтегазоносность

Пласты В3 - В4

акутический

Нефтепроявления встречены практически на всех месторождениях Соликамской депрессии, в том числе и на Сибирском (скв. 42-огн, 43-огн, 43-огн-бис, 141, 147 и 150).

При испытании верейских отложений в процессе бурения из скв. 148 и 156 получена смесь бурового раствора с фильтратом.

Пласт Бш

Проницаемый пласт Бш выделяется примерно в 14-16 м от кровли башкирского яруса и прослеживается по всей площади месторождения. Средняя толщина пласта - 35,7 м. Нефтепроявления по керну в пределах пласта отмечены в 16 скважинах (42-огн, 43-огн, 43-огн-бис, 44-огн, 142, 143, 150, 153, 154, 156).

Промышленная нефтеносность башкирских отложений на Сибирском месторождении установлена в 1988 году при опробовании скв. 43-огн-бис, где из интервала перфорации 2093,4-2103,1 (-1792,0-1801,7) получен фонтан нефти дебитом 13,1 т/сут на 2 мм штуцере. Результаты испытания в колонне скв. 145, 146, 149, 156, 503 и 609, где также получены притоки безводной нефти, подтвердили промышленную нефтеносность пласта.

ВНК принят на абсолютной отметке - 1790,5 м. Залежь нефти, объединяет Сибирское и Родыгинское поднятия. Размеры залежи в границах принятого ВНК составляют 11x6 км, высота - до 64 м. В контуре нефтеносности находится 31 скважина, 2 - за контуром. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 4,8 до 24,4 м. Количество проницаемых пропластков от 5 до 21, толщиной 0,2-4,2 м. Отношение эффективной толщины пласта к общей составляет 0,478, расчлененность - 15,3. Залежь с 1996 года находится в пробной эксплуатации. Всего из башкирского пласта отобрано 46 тыс. т. нефти.

Пласт Срп

Серпуховский пласт (Срп) отделяется от вышележащего пласта (Бш) пачкой плотных пород толщиной до 3 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,6 до 11,0 м. В пласте выделяется от 1 до 9 проницаемых прослоев, толщиной 0,4-3,8 м.

Отношение эффективной толщины пласта к общей составляет 0,516, расчлененность - 2,95.

Нефтеносность серпуховских отложений установлена в 1997 году на Сибирском поднятии при опробовании скв. 146, где из интервала перфорации 1966,2-1970 (-1786,7-1790,5 м) получен приток нефти и пластовая вода.

На Родыгинском поднятии нефтеносность серпуховских отложений опробованием не доказана. При совместном опробовании в процессе бурения башкирских и серпуховских отложений в скв. 156 получена водонефтяная эмульсия. Серпуховские отложения на Родыгинском поднятии нефтенасыщенные, по данным ГИС.

Залежь нефти на Сибирском поднятии вскрыта 12 скважинами, размеры составляют 3,8x3,5 км, высота 29 м. Согласно исследованиям РГД, добыча нефти из серпуховского пласта составляет 5% (или 1 тыс. т) от общей добычи (47 тыс. т).

Размеры залежи на Родыгинском поднятии 3,8x3,3 км, высота - 14,7 м. В контуре нефтеносности находится 10 скважин. Испытаний на пласт не проводилось.

Пласт Тл

Тульские терригенные отложения представлены, в основном, переслаивающимися аргиллитами и алевролитами, структурно-текстурные и другие диагностические признаки которых позволяют отнести их к фациям болот, приморских озер, заливов, лагун и зон слабых волнений прибрежно-лагунного мелководья. Песчаные пласты в плане образуют зону, относительно изолированную от окружающих их глинисто-алевритовых отложений.

Отложения тульского горизонта при детальной корреляции можно разделить на два пласта Тл_2-а и Тл_2-б. Эти пласты разделены пачкой глинистых непроницаемых пород толщиной до 4 м.

Пласт Бб

При детальной корреляции бобриковских отложений выделено четыре пласта: Бб₁, Бб₂, Бб₃ и Бб₄, индексируемых сверху вниз. На Родыгинском поднятии, где отмечено слияние пластов, граница раздела между пластами принята условно.

Нефтепроявления по керну в отложениях бобриковского горизонта отмечены в скв. 43-огн, 43-огн-бис, 141, 143, 148, 150, 153, 154, 302, 306, 517, 588.

Нефтеносность бобриковских отложений установлена в 1993 г. при испытании в колонне скв. 145, давшей незначительный приток нефти (1,1 т/сут) и пластовой воды (0,6 м /рут), после чего скважина была переведена на вышележащий объект (Тл_2-б).

К бобриковским пластам приурочена залежь нефти, объединяющая Родыгинское, где наблюдается слияние пластов, и Сибирское поднятие с единым ВНК. Залежь пластовая сводовая. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 2073 м на основании данных ПТС и результатов опробования скв. 145, где из интервала перфорации 2276,6-2291,8 (-2066,2-2081,4) получен приток нефти и пластовая вода.

Разработка бобриковских пластов ведется совместно с апреля 1995 года, всего на дату подсчета отобрано 273 тыс. т. нефти. Распределение добычи по пластам проведено согласно исследованиям РГД.

Пласт Т - Фм

Генетический анализ карбонатных отложений франско-турнейского комплекса по скважинам Сибирского месторождения позволил сделать вывод о мелководных обстановках их седиментации в условиях подводного размыва на значительном удалении от источников терригенного материала. На мелководные условия оказывают влияние и прослои терригенных глинистых пород в разрезах фаменских и турнейских отложений.

Сибирское и Родыгинское поднятия представляют собой позднедевонские органогенные постройки, сложенные известняками. Коллекторы пласта имеют сложное строение. Преобладающим типом коллекторов является поровый, в низкопористой части разреза присутствуют порово-трещинные и порово-каверновые.

Нефтепроявления по керну в турнейско-фаменских отложениях отмечены в скв. 42-огн, 43-огн-бис, 141, 142, 143, 144, 145, 146, 147, 148, 150, 153, 154, 303, 503, 517, 529, 590, 607.

Промышленная нефтеносность в турнейско-фаменских отложениях установлена в 1985 году при испытании в колонне скв. 42-огн на Сибирском поднятии, давшей фонтанный приток нефти.

ВНК залежи на Сибирском поднятии принят условно на абсолютной отметке -2082 м на основании результатов испытания и данных ГИС скв. 42-огн, в которой из интервала перфорации 2279,4 - 2303,0 (-2058,2-2081,8) получен фонтанный приток нефти.

Залежь нефти пластово-массивная, размеры 3,8x3,5 км, высота 41,5 м. Максимальная эффективная нефтенасыщенная толщина - 8,6 м в скв. 303. В контуре нефтеносности находится 11 скважин. Разработка залежи началась с 1987 года скважиной 42-огн. Затем в 1998 году в эксплуатацию введены скважины 303, 304, 529. Добыча с начала разработки на дату подсчета составила 93 тыс. т. нефти.

На Родыгинском поднятии ВНК принят на абсолютной отметке -- 2073 м на основании результатов опробования и данных РГД скв. 607, в которой из интервала перфорации 2274,5-2290,4 (-2056,8-2072,7) с учетом работающих пропластков получен приток нефти дебитом 4,1 т/сут. Залежь нефти пластово-массивная, размеры 3,4x2,4 км, высота - 16,2 м. Максимальная эффективная нефтенасыщенная толщина в скв. 142 составляет 3,0 м. В контуре нефтеносности находится 6 скважин. Залежь разрабатывается с декабря 1998 года. Всего отобрано 1 тыс. т. нефти.

1.5 Физические свойства продуктивных отложений

Исследования керна проводилось в ПермНИПИнефть и в КамНИПИГИКС. В 1984 - 1988 гг. был изучен керн из скважин ОГН (№ 42, 43, 43-бис, 44), в 1993 -1997гг. из поисковых и разведочных скважин № 141 -- 156 (исключая скв. 151, 152, 155), в 1998 г. - из эксплуатационных скважин № 302, 303, 306, 503, 517, 529, 588, 607 - итого из 25 скважин.

Физические свойства пород на Сибирском месторождении определены по 1343 образцам, отобранным из продуктивных средне- и нижнекаменноугольных и верхнедевонских отложений. Всего выполнено 1443 определения пористости, 1307 - проницаемости, 541 - связанной воды капилляриметрическим методом, 133 анализа гранулометрического состава и 387 микроописаний. Наибольшее число образцов отобрано из скв. 147 (118), 42 (114), 145 (99), 148 (97) и 144 (87). Около 100 образцов были дополнительно отобраны из разведочных скважин и исследованы в 1998 году.

Освещенность разреза керном неравномерная и снижается сверху вниз, в башкирско-серпуховских отложениях максимальная, в среднем 61 %, в терригенной толще нижнего карбона - 50 %, в фамено- турнейских- отложениях - всего 39,3 %. В скважинах ОГН и поисково-разведочных скважинах керн отобран из всех продуктивных отложений, в эксплуатационных - либо из терригенных нижнекаменноугольных (302, 306, 517, 588), либо из карбонатных фамено- турнейских (303, 503, 529, 607), Наибольший вынос керна в среднекаменноугольном комплексе - 82 % (скв. 44), в нижнекаменноугольном терригенном - 76 % (скв. 42), в фамено- турнейском - 83 % (скв. 44), но проходка с отбором керна в этих скважинах небольшая, не по всему разрезу комплексов. В целом по скважинам вынос керна колеблется от 18,5 % (скв. 303) до 75 % (скв. 43). Наибольшая проходка с отбором керна отмечена в скв. 142, 150, 145, 146, 42, 148 - от 120 до 124 м, вынос керна в них 01 40,5 % (скв. 142) до 61 % (скв. 150). Средневзвешенные значения пористости и проницаемости продуктивных пластов по данным лаборатории физики пласта ПермНИПИнефть приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Средневзвешенные значения пористости и проницаемости продуктивных пластов по керну.

Пласт	Нефтенасыщенная часть	Водонасыщенная часть
	порис-тость	число опр.	проница-емость	число опр.	порис-тость	число опр.	проница-емость	число опр.
Бш	11,3	226	18,1	205	11,5	11	2,42	10
Срп	9,7	-	2,72	5	8,7	1	-	-
Тл2а	14,5	12	202	9	-	-	-	-
Тл2б	10,6	3	28,6	3	-	-	-	-
Бб1	13,6	61	131	61	11,5	17	36,1	15
Бб2	15,6	96	231	93	12,0	40	52,8	37
БбЗ	16,2	148	234	144	13,3	28	103	28
Бб4	15,5	35	302	34	13,85	5	152	5
Бб1-Бб4	15,4	340	220	332	12,4	90	71,1	85
Мл	14,6	2	62,7	1	-	-	-	-
Т-Фм	10,0	23	14,0	22	11,5	65	30,4	58

2 ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В ОБСАЖЕННЫХ СКВАЖИНАХ

2.1 Обязательный комплекс геофизических исследований обсаженных скважин и их основные задачи

Основной комплекс методов, используемый для интерпретации данных ГИС в обсаженных стволах скважин: АКЦ, ЭМДСТ, ГГДТ

АКЦ применяется для контроля контакта цемента со стенкой колонны и породой. Используется ПВП для большего радиуса проникновения продольной и поперечной волн в породу на частотах до 20 кГц. Низкочастотный прибор САТ позволяет получать видеоизображения внутренней стенки, размер и форму обсаженных и необсаженных скважин, информацию о расположении и количестве перфорационных отверстий в интервалах перфорации, размер и форму нарушений в обсадных трубах.

ЭМДСТ Предназначен для дефектоскопии и раздельного определения толщины стенок труб в скважинах. Позволяет исследовать конструкцию скважины. Определяет толщину двух внутренних труб отдельно для каждой трубы (после машинной обработки). Обнаруживает дефекты типа трещин, порывов, интервалы коррозии и механического истирания стенок, зоны взрывной перфорации и фильтры, а также рассоединения в муфтах. Содержит чувствительный термометр для выявления притока и поглощения флюида. Позволяет проводить исследования в действующих нефтяных и газовых скважинах без остановки процесса эксплуатации. Содержит гамма-блок.

ГГДТ предназначен для измерения плотности вещества за обсадной колонной по 8 радиальным направлениям, толщины стенки колонны по 4 радиальным направлениям с привязкой результатов измерений к апсидальной плоскости, а также для регистрации естественного гамма-излучения горных пород.

2.2 Физические основы акустического каротажа в обсаженных скважинах

Акустический каротаж (АК) - метод геофизических исследований в скважинах, основанный на изучении акустических свойств горных пород (скоростей распространения и затухания упругих волн), пересеченных скважиной.

Сущность акустического каротажа сводится к возбуждению в скважине упругих колебаний, которые распространяются в среде, окружающей излучатель, и регистрации их одним или несколькими приемниками.

По типу регистрируемых параметров и основным целям и назначению выделяются следующие основные модификации акустического каротажа:

- АК по скорости - для изучения скоростных характеристик пород, вскрытых скважиной;

- АК по затуханию упругих волн - для определения поглощающих свойств горных пород, зон трещиноватости и т. п.

В практике ГИС выделяется два типа волн (продольная Р волна и поперечная S волна), для которых установлены определённые взаимосвязи между измеряемыми параметрами волн - интервальное время (Dt), амплитуда (А), затухание (Alpha), энергия (Eng) - и искомыми характеристиками пород, а также Лэмба и Стоунли упругих волн, распространяющихся в горных породах .

Параметры (Dt и Alpha) продольной P и поперечной S волн применяют для изучения разрезов скважин.

Параметры волны Стоунли (Dt и Alpha) применяют для выделения проницаемых разностей пород.

При воздействии на элементарный объем породы с помощью звуковой или ультразвуковой волны, происходит деформация частиц породы и их перемещение. Возникают два типа деформации: деформация объема (растяжение, сжатие) и деформация формы (сдвига). Во всех направлениях от точки приложения возбуждающей силы изменяется первоначальное состояние среды. Процесс последовательного распространения деформации называется упругой волной Рис.1.

Размещено на http://www.allbest.ru/

43

Рис.1

Продольные волны связаны с объемной деформацией среды. Поэтому они могут распространяться как в твердых телах, так и в жидких или газообразных средах.

Поперечные волны могут возникать только в такой среде, которая обладает упругостью формы, т.е. способна сопротивляться деформации сдвига. Этим свойством обладают лишь твердые тела.

Распространение продольной волны представляет собой перемещение зон сжатия и растяжения, при котором частицы среды совершают колебания около своего первоначального положения в направлении, совпадающем с направлением распространения волны (рис.2, а).

Распространение поперечной волны представляет собой перемещение зоны скольжения слоев среды относительно друг друга; частицы среды совершают колебания около своего первоначального положения в направлении перпендикулярном к направлению распространения волны (рис. 2, б).

Акустический каротаж основан на возбуждении в жидкости, заполняющей скважину, импульса упругих колебаний и регистрации волн, прошедших через горные породы, на заданном расстоянии от излучателя в одной или нескольких точках на оси скважины (рис.3).

Направление движения волны Направление движения волны

Размещено на http://www.allbest.ru/

43

Размещено на http://www.allbest.ru/

43

а) б)

Рисунок 2 - Смещение частиц среды

Рисунок 3

Данные АК применяют для литологического расчленения разрезов и расчета упругих свойств пород (Дt_р, Дt_s);

В отдельных литологических разностях осадочных пород (песчаник, алевролит, аргиллит, известняк и т.д.) скорости распространения и коэффициенты затухания Р и S волн зависят от минерального состава слагающих частиц, степени их уплотнения, сцементированности, величины и структуры порового пространства (межзерновые поры, трещины, каверны) и изменяются в широких пределах. Вследствие влияния на параметры АК (DT, Alpha) многих факторов, их применение позволяет уверенно выделить в разрезе только крупные литологические комплексы - песчаники, аргиллиты, карбонатные породы. Гидрохимические осадки - ангидриты, гипсы, галит (каменная соль) характеризуются близкими к постоянным значениями скоростей Р и S волн, которые незначительно изменяются с глубиной, что так же способствует однозначности их выделения.

Таким образом, АК не имеет каких-либо преимуществ перед другими видами ГИС при детальном литологическом расчленении разрезов, однако, важным результатом работ стали исследования по определению значений интервальных времен в скелете породы (DTck). В таблице № 2 приведены диапазоны изменений скоростей распространения V и значений DTck продольных P и поперечных S волн в минеральном скелете для основных минералогических комплексов; локализации трещиноватых пород, трещин гидроразрывов и интервалов напряженного состояния пород (Е, Дt); определения коэффициентов межзерновой и вторичной (трещинно-каверновой) пористости коллекторов и характера их насыщенности; выделения проницаемых интервалов в чистых и глинистых породах.

Для выделения в карбонатных разрезах сложных коллекторов применяется комплекс акустических методов: акустический каротаж по приточным зонам (АКПЗ), акустический телевизор (САТ) и глубинное акустическое вертикальное зондирование (ГАКЗ).

Возможности АК при выделении сложных коллекторов связаны с влиянием неоднородности пород (трещины и каверны) на величину регистрируемой полной энергии (Е) волнового сигнала.

Таблица 2 - Диапазоны изменений скоростей распространения V и значений DTck продольных P и поперечных S волн в минеральном скелете для основных минералогических комплексов

Порода	Плотность минерала, г/см3	Vp, м/с мкс/м	DTск P,	Vs, м/с мкс/м	DTск S,	Vр/Vs
Песчаник крепко cцементированный	2.65-2.71	3700-5500	170	2300-3400	260	1.5-1.6
Песчаник слабо cцементированный	2.65-2.71	2800-4500	182	1750-2800	290	1.6
Известняк	2.71	3800-6250	155	1950-3300	312	1,9
Доломит	2,87	4400-7400	142	2500-4100	256	1,8
Ангидрит	2,97-3,07	6000-5600	167	3370-3150	297	1,78
Гипс	2,32	5400-5600	178	2880-2990	334	1,87
Галит	2,16	4420-5130	214	2500-2920	342	1,6-1,8
Сильвит (КCl)	1,94	4300-5200	225	1630-2160	444	2,0-2,25
Вода пресная	1,0-1,05	1550
Вода минерализованная	1,05-1,24	1720
Нефть	0,80-0,90	1290	800

Для оценки степени неоднородности пород без дифференциации на трещины и каверны, введена количественная мера, называемая коэффициентом приточности - Ке (по Будыко) и радиальной неоднородности - Кg.

Ке=(1/R)* ln ((Кпопр)* (Аоп/ Аизм )); неп/м.

где Кпопр = (DTPоп/ DTPтек);

ввод Кпопр в формулу позволяет исключить вклад в расчетные значения Ке влияния межзерновой пористости пород, так как Р-волна, распространяясь по скелету кавернозно-трещинного коллектора, фиксирует по DT именно межзерновую составляющую в его емкости.

DTPоп, DTPтек - значения интервальных времен пробега продольных волн, соответственно, в опорном пласте и в интервалах измерений;

Аоп, Аизм - измеряемые амплитуды сигнала, соответственно в опорном пласте (опорный пласт плотных известняков без трещин и кавернозности, отличающийся max Аизм и min DTP) и в интервале исследования;

Сложный коллектор является:

- проницаемым (приточным) при значениях Ке > 0.22 Нп/м;

- неоднозначно приточным - при Ке от 0.11 до 0.22 Нп/м;

- неприточным - при Ке < 0.11 Нп/м.

Если по АКПЗ породы изучаются АК-волнами, распространяющимися вдоль оси скважины, то метод ГАКЗ зондирует пространство перпендикулярно оси скважины и позволяет детально изучать неоднородности пород (кавернозность, слоистость, трещиноватость) в удаленой от скважины зоне (до 5м) и количественно оценивать радиальную неоднородность пород по коэффициенту Кg:

Кg = ln (Аоп /Аизм ), неп/м,

Методы АКПЗ и ГАКЗ работают во взаимно перпендикулярных плоскостях. Отсюда вытекает необходимость комплексирования этих методов для всестороннего решения задачи выделения сложнопостроенного коллектора и, в том числе для оценки его вертикальной трещинной составляющей.

2.3 Комплексная интерпретация методов АК с ГГК и ЭМДСТ

Акустический метод не является самостоятельным методом. Акустические исследования в скважине всегда идут в комплексе с методами ГИС, такими как ГГДТ, ЭМДСТ.

Рассмотрим пример комплексной интерпретации на примере скважины № 82 Уньвинского месторождения.

Заказчик: ООО Буровая компания "Евразия" ПФ ДРОС (г. Полазна)	Недропользователь: ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ"
ЗАКЛЮЧЕНИЕ по оценке качества цементирования и технического состояния эксплуатационной колонны в интервале 3.0 - 2249.0 м (в условиях ВКМКС) Уньвинское месторождение скважина № 82 (Уньвинская площадь)
Данные по скважине	Данные по исследованию
Категория: добывающая нефть	Дата: 01-02.12.2011 г Вид исследований: тех.состояние
Обводненность (%): 20.0 Проб. забой скважины (м): 2373.0 Искусст. забой скважины (м): 2353.5 Диаметр скв. (м): 0.190 Альтитуда ротора (м):172.82 Интервалы перфорации (м): ПС-112 2228.0-2231.0 (30 отв.) ПС-112 2234.0-2241.0 (70 отв) ПКС-80 2255.0-2312 (370 отв. изол.)	Высота подъема цемента (м): выше 16.0 (по закл. от 08.05.90) Уровень раствора в скважине (м): 17.5 (по ГГДТ) 6.0 (по АКЦ) Толщина стенок колонны (мм): 7.5-9.0 Комплексная партия № 12 Начальник партии: Савин Е.Е. Скв. прибор СГДТ-100 № 53 Скв. прибор МАК-2 НЧ № 502 Скв. прибор ЭМДСТ-МП № 44
Проведенный комплекс исследований
Метод	Кровля	Подошва	Масштаб	Примечание
АКЦ	4.5	2247.5	1:500	Контроль цементирования
ПВП	4.5	2247.5	1:500	Расчет параметров
ГГДТ	3.0	2223.5	1:500	Определение наличия цемента, оценка тех. состояния колонны
ЭМДСТ	5.5	2249.0	1:500	Оценка тех. состояния колонны

Состояние контакта цементного камня с колонной и породой:

Интервал	Контакт
Кровля	Подошва	с колонной d=146	с колонной d=245	с породой
4.5	6.0	отсутствие раствора в скважине
6.0	12.0	не интерпретируется (запись искажена из-за разгазирования раствора в скважине)
12.0	423.0	Отсутствует	Неопределенный	не интерпретируется (интервал технической колонны)
423.0	696.4	Частичный	Частичный
696.4	702.0	Частичный	Сплошной
702.0	720.8	Частичный	Частичный
720.8	743.6	Частичный	Сплошной
743.6	882.0	Частичный	Частичный
882.0	886.2	Сплошной	Частичный
886.2	889.0	Частичный	Частичный
889.0	890.2	Частичный		Частичный
890.2	900.3	Частичный		Сплошной

Характер вещества в затрубье

Кровля	Подошва	Характер вещества
3.0	17.5	отсутствие раствора в скважине
17.5	2247.5	цемент

Интервалы повышенного эксцентриситета эксплуатационной колонны (е = 0.7-1.0):

Результаты

Привязка по глубине к РК 1/500 масштаба.

1. Башмак тех колонны отбивается на глубине 889.0 м.

2. Толщина стенок колонны изменяется в пределах 7.5-9.0 мм.

3. По данным ГГДТ в интервалах 150.0-152.0, 178.0-181.0, 186-188.0 м отмечается дефект цементного камня.

4. Расчетные кривые в интервале тех. колонны (инт. 3.0-889.0 м) следует рассматривать как индикаторные.

5. По данным ЭМДСТ:

- перфорация чётко не отмечается.

- нарушений колонны не отмечается.

6. Местоположение центрирующих фонарей: 57.2, 118.7, 178.1, 209.6, 250.2, 292.6, 333.4, 369.9, 412.4, 453.1, 499.8, 529.6, 569.1, 595.9, 625.4, 675.1, 712.2, 749.6, 793.0, 829.8, 873.4, 927.7, 991.3, 1106.5, 1147.5, 1198.2, 1251.9, 1308.8, 1353.6, 1403.6, 1441.3, 1501.4, 1544.1, 1601.0, 1643.7, 1712.4, 1807.3, 1847.2, 1897.5, 1921.6, 1948.8, 1997.5, 2050.0, 2145.7, 2161.7, 2165.4, 2183.6, 2187.2, 2217.2, 2240.3 м.

7. Текущий забой с учетом "мертвой" зоны прибора «СОВА-3» ?2250.0 м.

2.4 Метрология

Методика калибровки измерительных каналов аппаратуры АК с использованием эталонных волноводов основана на прямых измерениях калибруемой аппаратурой интервального времени распространения и коэффициент затухания ультразвука, воспроизводимых стандартными образцами акустических параметров (волноводами). Зонд аппаратуры АК коаксиально помещают в центральную часть волновода, заполненного водой. Выполняют однократные измерения интервального времени распространения и коэффициент затухания ультразвука. Оценку абсолютной погрешности измеренной в каждой i-той точке контроля (в каждом волноводе) определяют по формулам:

где и - показания аппаратуры (измеренные значения интервального времени распространения и коэффициента затухания ультразвука) в i-той точке контроля;

и - эталонные значения интервального времени распросранения и коэффициента затухания ультразвука в i-той точке контроля.

Акустические волноводы, входящие в комплект КЭВ-АК, выполнены в виде стаканов длиной 4 или 6 м: из стали, стеклопластика, асбоцемента и полиэтилена.

Волноводы заглушаются с торцов и заполняются звукопроводящей жидкостью (вода, выдержанная не менее 6 ч в открытой ёмкости, насыщенный раствор тринатрийфосфата или дизельное топливо). Воспроизведение нижнего, среднего и верхнего значений диапазона измерений осуществляют с помощью материалов с различными скоростями распространения упругих волн (сталь, дюралюминий, асбоцемент, винипласт), (табл. 3).

Таблица 3

№ стандартного образца	Материал-носитель свойств	Внутренний диаметр волновода, мм	Интервальное время, мкс/м	Коэффициент. Затухания на частоте 20 кГц, дБ/м
Образец 1	Сталь	(125±2)	182-185	(2.5ч3.0)
Образец 2	Асбоцемент	(135±2)	320-340	(2.5ч3.0)
Образец 3	Стеклопластик	(115±2)	350-370	(6.0ч6.5)
Образец 4	Полиэтилен	(145±2)	500-650	(13.0ч15.0)

3 ТЕХНИКА БЕЗОПАСТНОСТИ И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

3.1 Требования по безопасному ведению геофизических работ в нефтяных скважинах

Геофизические работы в нефтяных скважинах выполняются специализированными организациями по договорам, заключаемым с буровыми, добывающими и другими предприятиями, в которых оговариваются обязательства обеих сторон по безопасному проведению работ.

Работы должны проводиться в объеме и с периодичностью, предусмотренными геолого-техническим нарядом на строительство скважины, планом проведении ремонтно-восстановительных работ и мероприятиями по контролю за разработкой пластов, состоянием и эксплуатацией скважин и скважинного оборудования.

Геофизические работы разрешается проводить после специальной подготовки территории и ствола скважины, обеспечивающей удобную и безопасную эксплуатацию наземного оборудования, беспрепятственный спуск скважинных приборов и аппаратов на кабеле до интервала исследований или до забоя. Готовность территории и скважины для проведения геофизических работ подтверждается двусторонним актом.