Последовательность проведения исследований.

1. В первую очередь проводятся измерения с термометром. Измерения выполняются при спуске прибора, во избежание перемешивания жидкости кабелем и нарушения теплового равновесия в стволе скважины. После исследований с термометром выполняются другие измерения, предусмотренные программой, установками, входящими в комплексный прибор, например термодебитомером и резистивиметром.

2. Производятся измерения локатором муфт или ГК(НГК), которые служат для привязки по глубине диаграмм других методов к муфтам или к разрезу. Диаграмма ГК обычно записывается совместно с диаграммой гамма-плотномера. Привязочную диаграмму проявляют и, пользуясь ею, осуществляют привязку к разрезу дополнительных меток на кабеле. Измерения установками, с помощью которых изучают состав жидкости в стволе скважины, и термоэлектрическим дебитомером (если они не были проведены на предыдущих этапах комплексными приборами) выполняются после привязочных операций.

3. Измерения механическими дебитомерами-расходомерами (в остановленных скважинах – акустическими цементомерами и гамма-цементомерами) выполняются после исследования состава смеси. Исследования состава смеси в скважине с помощью пакерных установок выполняются после измерений механическими дебитомерами - расходомерами. Производится непрерывная запись. Запись проявляют, уточняют положение точечных измерений, производят точечные измерения и запись непрерывной диаграммы между ними.

4. Последними выполняют измерения с генератором нейтронов. Записывают непрерывную диаграмму, запись проявляют и по ней уточняют положение точечных замеров. После этого производятся точечные измерения с повторной записью на диаграмму между точками с целью их привязки. Повторную запись следует проявить до извлечения прибора на поверхность, чтобы убедиться в правильности расположения точек измерений в разрезе и достаточно высоком качестве привязки.

5. При исследовании действующих скважин программа работ может предусматривать измерения и после кратковременной остановки скважины в процессе восстановления давления. В этом случае выполняется весь комплекс исследований в действующей скважине, а затем проводят измерения в остановленной скважине. Для исследований во временно остановленной скважине применяются обычно термометры, термоэлектрические дебитомеры, манометры. Как и в действующей скважине сначала выполняются измерения с термометром на спуске прибора.

6. В рабочем журнале отмечают время начала и конца каждого цикла измерения в часах и минутах, а также особенности работы: затяжки кабеля, остановки прибора, выключение питания аппаратуры, перебои в работе аппаратуры. Особенно внимательно следует фиксировать время остановки и включения в работу действующих эксплуатационных скважин. После выполнения каждого цикла исследований, до подъёма прибора на поверхность сравниваются основной и контрольный замеры. При предварительной оценке качества выполненных исследований основное внимание обращают на следующее:

- повторяемость конфигурации основной и повторной диаграммы;

- правильность привязки точечных измерений к разрезу и повторяемость основных и контрольных показаний;

- отбивку забоя скважины, башмака лифтовых труб, водонефтяного раздела соответствующими методами;

- соответствие границ пластов по диаграммам методов, отражающих разрез (ГК, ИНК, НК, АКЦ) и диаграмм стандартного каротажа;

- соотсетствие интервалов притока интервалам перфорации.

7. После каждого цикла измерений проводятся контрольные операции в соответствии с требованиями методики каждого вида работ (проверка масштаба записи по отклонению от калибратора, положение нулей и сдвигов, измерения в контрольных устройствах).

8. После окончания всех видов исследований заполняется акт о выполненных работах, который подписывается представителем заказчика.

9. По прибытии на базу окончательно выполняют наряд-заказ, акт о выполненных работах и другие документы, согласно требованиям ТИ оформляют каротажные диаграммы и журнал точечных измерений. Затем строят интегральный и дифференциальный профиль притока по данным механической дебитометрии, вычисляют декремент затухания плотности тепловых нейтронов и среднее время жизни тепловых нейтронов по результатам точечных измерений ИНК. После этого приводят в порядок различные записи и сдают весь материал в интерпретационное подразделение промыслово-геофизического предприятия, проверяют состояние станции, аппаратуры и оборудования, производят их эталонирование, калибровку, наладку и ремонт.

Интерпретация полученных данных

По данным комплекса ГИС сделаны следующие выводы:

1. Из семи вскрытых перфорацией газонасыщенных интервалов газом работают три. Основной приток газа поступает из пластов с наилучшими коллекторскими свойствами (ФЕС-оч. высокие), инт. 1293.8-1311.4м (Н=17.6м), доля его в общем дебите составляет 54.6%. Два других, нижних интервала перфорации работают газом умеренно, их доли составляют 11.2% и 34.1% соответственно, качество коллекторов в основном среднее и повышенное. Четыре верхних интервала газом не работают, пласты, вскрытые этими интервалами, представлены породами со средними и пониженными ФЕС. Таким образом, общая толщина работающих пластов в скважине - 26м, из перфорированных 55.4м. Из проведенного сравнительного анализа с предыдущими исследованиями существенных изменений в работе скважины с 2005г. не обнаружено. Изменения касаются увеличения вклада основного газоотдающего интервала с 43.2% до 54.6% и уменьшения вклада трёх верхних интервалов 1201.6-1208.6м, 1213.8-1218.8м, 1293.6-1312.9м до нуля. Отмечается отсутствие притока против этих интервалов, в 2005г. они давали слабый газоприток (4.7% , 5.7% и 1.9% от общего дебита соответственно).

2. Суммарный дебит газа, рассчитанный по данным расходометрии, при депрессии 0.57 ата составил 564.45 тыс.м3/сут .

3. Пластовое давление, рассчитанное по КВД для глубины 1280м, составило 89.13ата.  Падение пластового давления с 2005г. составило 30 ата.

4. Положение ГВК сеноманских отложений на дату вскрытия бурением 22.01.2003г. отмечалось в интервале 1363.9-1366м (-1310.06-1312.16м). Текущее положение ГВК в том же интервале

5. Заколонных перетоков по данным термометрии не наблюдается. 

По данным НГК-бурение и НГК-2011г в интервалах 7-30м и 30-119.2м отмечаются скопления газа  за колонной. Рм/кстат.=73.12 кгс/см².

В остановленной скважине отмечен межпластовый переток снизу-вверх, из нижних интервалов перфорации в верхние, дебит перетока составляет 138 тыс.м3/сут .

Скважина заполнена газом. Уровень жидкости (ρ=1.16г/см³) в статике и динамике находится на глубине 1337.7м (на 1м выше НПО).

Негерметичностей э/колонны по данным исследований не наблюдается.

   Забой герметичен.

Приложения

Приложение 1

                            Приложение 2

Приложение 3

Приложение 4

Приложение 5

Заключение.

    В данном отчете были рассмотрены методы по контролю за разработкой месторождений, которые проводятся в действующих эксплуатационных скважинах. При написании отчета были использованы данные, полученные на производственной практике.