Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений

Правила

разработки

газовых

и газоконденсатных месторождений

C in i копано MuHiiuepciHo

! НОВОЙ 1фОИЫЛ1 НЛЛ()( П1

i шопл 1969 I

МиШКЛСрСТВО

нефтяной промышленной и

4 марта 1969 г

Министерство

геологии СССР

20 февраля 1969 г

Правила

разработки

газовых

и газоконденсатных месторождений

ИЗДАТГ ЛЬСТ ВО сН С Д Р А* МОСКВА 1071

§ 22. На скважинах, давших газ, проводится:

а)    замер статического давления на устье (образцовыми манометрами) и определение пластового давления (как правило, глубинными манометрами и в исключительных случаях расчетом);

б)    определение дебита газа и конденсата минимум на 5—7 режимах работы скважины;

в)    замер динамического давления иа устье (образцовыми манометрами) и определение забойного давления (глубинными манометрами или расчетом) при различных режимах работы скважины;

г)    снятие кривых стабилизации давлении и кривой нарастания давления;

д)    замер температуры на забое и но стволу скважины при различных дебитах газа;

е)    определение количества к состава выносимой воды и твердых примесей при различных дсблтах газа;

ж)    отбор проб газа и конденсата для определения их химического состава, изучения условий выпадения конденсата, а также определения наличия коррозионных компонентов (сероводорода, углекислоты — в газе, органических кислот — в жидкой фазе);

з)    при необходимости работы по увеличению дебита скважины (интенсификация).

§ 23. На скважинах, давших воду (законтурных и внутриконтурных), производится:

а)    откачка воды до постоянства химического состава;

б)    замеры пластового давления (глубинными манометрами), статического уровня, снятие индикаторной кривой и кривых восстановления давления;

а) отбор глубинных проб волы для химического анализа и определения количества и состава растворенного газа.

'§ 24. На скважинах с признаками нефти или давших нефть проводится комплекс исследований, предусмотренный правилами разработки нефтяных месторождений.

§ 25. Планы и сроки проведения исследований (опытная эксплуатация) по разведочным скважинам согласовывается с территориальными органами Госгортехнадзора.

Ю

ГЛАВА 4

ОСВОЕНИЕ И ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

§ 26. В процессе проведения разведочного бурения должно быть обеспечено раздельное опробование всех выявленных и перспективных пластов (горизонтов).

§ 27. Освоение газовых скважин разрешается производить только при установке фонтанной арматуры соответствующего давления и обвязке выкидных маннфоль-дов скважин, позволяющих производить необходимый отбор проб, замеры давления и юмнературы. Фонтанная арматура и система манифольдои должны быть закреплены и опрессоваиы на нолуторакратное ожидаемое устьевое давление.

§ 28. В условиях, когда продуктивные пласты представлены слабосцементироваиными породами или сква-жииы приурочены к прикоитактным зонам, процесс освоения скважин должен производиться особенно осторожно, без резкого снижения давления на пласт.

§ 29. 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:

I    этап — освоение скважин при малых депрессиях;

II    этап — освоение скважин более интенсивное (при больших депрессиях).

§ 30. В процессе исследования скважин необходимо:

а)    отобрать пробы газа и конденсата для лабораторного изучения состава пластового газа, содержания конденсата в газе, условий вы па деля я конденсата в пласте, возможных потерь его и др.;

б)    при наличии конденсата в газе изучить выпадение конденсата в сепараторах при различных давлениях н температурах;

в)    определить изменение температуры газа в стволе скважины и в сепараторах при различных дебитах скважин;

г)    изучить условия выделения конденсационной воды и гидратообразовапия в стволе скважины н призабойной зоне;

И

д)    изучить возможность перетоков газа в другие пласты, а также наличие межколонных пропусков газа;

е)    определить фактически работающие интервалы вскрытой мощности пласта и распределение дебитов по отдельным пропласткам;

ж)    выяснить условия разрушения призабойной зоны пласта;

з)    изучить эффективность применения методов интенсификации притока в скважину и выяснить наилучшие условия вскрытия пласта;

и)    изучить коррозионную агрессивность газожидкостного потока, скорость и характер коррозии для выбора метода борьбы с нею;

к)    установить оптимальные дебиты и условия эксплуатации скв a Hi и н и разработки залежей (месторождений) .

§ 31. На устье исследуемых скважин, на шлейфе, сепараторе и в отводящем газопроводе должны быть установлены образцовые манометры на соответствующее давление п врезаны карманы под термометры.

§ 32. Изучение интенсивности выноса породы и жидкости производится путем измерения их количества в пескоуловителях или сепараторах. Эти данные должны регистрироваться на каждом режиме работы скважины. Особенно тщательно следует измерять количество выпавшего песка в первые дни эксплуатации.

§ 33. Необходимо периодически замерять забой скважины, следить за его состоянием.

§ 34. Для более достоверного определения количества выносимого песка, стабильности дебита и др. в отдельных случаях проводятся специальные (длительные) испытания скважин.

§ 35. При исследованиях скважин на конденсатность необходимо иметь передвижную или промысловую -сс-парацпопную установку, которой можно измерять количество жидкоегн и отбирать пробы газа и конденсата.

§ 36. Исследования на гаэокоиденсатность проводятся в обязательном порядке в первых продуктивных разведочных скважинах, а затем периодически уточняются и процессе опытно-промышленной эксплуатации и разработки, и должны включать следующпе определения:

а) количество выделяющегося в сепараторах конден-

сата (сырого и стабильного) в см³1м^г газа при различных давлениях и температурах и его состав;

б)    количество пропана, бутанов и жидких углеводородов (С₅+высш.), остающихся в растворенном состоянии и газе, выходящем из сепаратора, в зависимости от температуры и давления в сепараторе;

в)    изотермы конденсации для пластового газа;

г)    давление максимальной конденсации;

д)    состав пластового газа и потенциальное содержание в нем жидких углеводородов (Cs+высш.);

е)    фазовое состояние газоконденсатной системы в пласте;

ж)    давление начала конденсации в пласте;

з)    количество выделяющегося конденсата при движении газа от забоя к устью;

и)    количество жидкой фазы, выделяющейся из отсе-иарироваиного газа при температурах и давлениях газопровода.

§ 37. В ходе опытно-промышленной эксплуатации для оценки распределения химического состава природного газа отбирать пробы следует из нескольких скважин, расположенных н своде и на крыльях изучаемой залежи.

$ 38. При анализе свободных и растворенных газов должно быть определено содержание: метана и его гомологов до Се включительно, водорода, азота, гелия, аргона, а также углекислого газа и сероводорода. Необходимо в обязательном порядке определять раздельно содержание углеводородов иормальиого и изомерного строения.

§ 39. Содержание сероводорода и СОг в природном газе определяется непосредственно на скважине с точностью соответственно до 0,0001 и 0,01% по объему

ГЛАВА 5

ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

§ -10. В процессе разпедкн следует изучить водоносные горизонты, с которыми связаны пли могут бы1Ь связаны газовые н газоконденсатные залежи, и определить гидрогеологические параметры.

§ 41. К наиболее важным гидрогеологическим параметрам продуктивных горизонтов, которые необходимо

|Т

определять в процессе гидрогеологических исследований, относятся:

а)    статические уровни подземных вод, закономерности их изменения по площади;

б)    индикаторные характеристики по отдельным скважинам;

в)    гидрохимические показатели — растворенпме нои-носолевые комплексы, их взаимосвязь со скоплениями углеводородов, с литолого-фациальнымн особенностями водовмещающих пород и гидродинамикой;

г)    газонасыщешюсть и газовый состав подземных вод;

д)    температурная характеристика.

§ 42. Подготовку скважин, проведение и интерпретацию соответствующих исследований для определения указанных параметров осуществляют по методике гидрогеологических исследований, разработанной ВНИИГа-зом.

§ 43. Основными объектами гидрогеологических исследований являются водоносные интервалы продуктивных скважин, законтурные скважины, давшие при испытании воду, а также скважины, обводненные в процессе эксплуатации залежей (если не проводилась закачка воды в пласт). Для получения данных по гидрогеохимнп и статическим уровням следует испытать водоносные горизонты, смежные с продуктивными.

§ 44. Все разведочные скважины, в которых последним испытан водоносный интервал, должны оборудоваться специальными головками, чтобы можно было провести в них дополнительные гидрогеологические исследования. Скважины не должны ликвидироваться.

ГЛАВА 6

ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ (ЗАЛЕЖЕЙ)

§ 45. На газовых и газоконденсатных месторождениях, расположенных в районах действующих газопроводов, проводится опытно-промышленная эксплуатация для ускорения разведки и освоения месторождений, подсчета запасов газа, конденсата и других компонентов и получения необходимых исходных данных для составлс-

ш»я проекта разработки и проекта обустройства промысла.

§ 46. До проведения опытно-промышленной эксплуатации газовых и газоконденсатных месюрожденпй должно быть пробурено минимальное число разведочных скважин, обеспечивающих получение исходных данных, необходимых для составлении проекта опытно-промышленной эксплуатации. По этим скважинам должен быть:

а)    проведен полный комплекс геолого-промысловых и геофизических работ но разведочным скважинам и получены основные физнко-литологпчсские характеристики продуктивных горизонтов;

б)    выполнен полный комплекс исследовательских работ по испытанию разведочных скважин, согласно инструкции по исследованию газовых скважин;

в)    изучен компонентный состав газа и конденсата;

г)    определена газоконденсатная характеристика продуктивных горизоитов;

д)    установлено отсутствие промышленной нефтяной оторочки;

е)    произведена оперативная оценка запасов газа, конденсата н других компонентов.

§ 47. Ввод газовых и газоконденсатных месторождений в опытно-промышленную эксплуатацию допускается, если:

а)    установлено отсутствие нефтяной огарочки промышленного значения;

б)    обоснована целесообразность разработки газоконденсатного месторождения (залежи) на истощение без поддержания пластового давления;

в)    составлен и утвержден проект опытно-промышленной эксплуатации;

г)    оформлен земельный отвод н получено разрешение от территориальных органов Госгортехнадзора на производство работ в соответствии с действующими положениями и инструкциями;

д)    составлен и утвержден проект обустройства промысла и построены необходимые промысловые и другие сооружения, обеспечивающие использование газа, конденсата и других компонентов;

е)    решен вопрос сброса сточных промысловых вод.

§ 48. Опытно-промышленная эксплуатация газовых

1Г>

к газоконденсатных месторождений (залежей) является первым этапом разработки газовых н газоконденсатных месторождении.

§ 49. Проект опытно-промышленной эксплуатации составляется проектной или научно-исследовательской организацией и утверждается Министерством газовой промышленности.

Надзор за ходом выполнения проекта разработки месторождения как в опытно-промышленной стадии, так и в последующие периоды разработки осуществляется организацией, пыполнпп111ей проект.

§ 50. Срок опытно-промышленной эксплуатации определяется проектом и действующими положениями и инструкциями на момент составления проекта.

§ 51. Опытно-промышленная эксплуатация месторождении осуществляется разведочными и эксплуатационными скважинами ААестоположение последних необходимо выбирать с учетом будущей сетки разработки.

§ 52. Планы опытно-промышленной эксплуатации по скважинам составляются па основании проекта опытно-промышленной эксплуатации и утверждаются руководством объединения (управления) и копии их представляются территориальным органам Госгортехнадзора.

§ 53. В проекте опытно-промышленной эксплуатации должны быть учтены все необходимые мероприятия, обеспечивающие охрану недр.

§ 54. Проект опытно-промышленной эксплуатации должен состоять из трех разделов:

I    раздел — исходные геолого-промысловые данные;

II    раздел — обоснование системы разработки, объемов добываемого газа в период опытно-промышленной эксплуатации, рациональное использование газа и конденсата, регулирование процесса эксплуатации;

III    раздел — программа и объем исследовательских работ, включающих контроль за процессом опытпо-про-мышленпой эксплуатации.

§ 55. I раздел проекта опытио-промышлеипон эксплуатации должен включать:

а) краткие сведения о геологической изученности и разведке месторождения, с указанием числа пробуренных разведочных скважин и их характеристики;

16

б)    краткую стратиграфию с указанием продуктнв-пых горизонтов;

в)    результаты опробования и исследования разведочных скважин;

г)    сведения о тектонике месторождения;

д)    краткую физико-литологическую характеристику продуктивных горизонтов;

е)    данные по полному составу газа и конденсата с обязательным указанием содержания гелия, сероводорода, углекислоты и конденсата;

ж)    обоснование положения контакта газ — пода но залежам;

з)    оперативный подсчет запасов газа, конденсата и других компонентов;

и)    гидрогеологическую характеристику и возможный режим залежей;

к)    обоснование исходных параметров для проектирования опытно-промышлегшой эксплуатации (пористость, проницаемость, запасы газа, конденсата, допустимых рабочих дебитов скважин и др.).

л)    рекомендации по доразведке месторождений (залежей).

§ 50. II раздел проекта опытно-промышленной эксплуатации должен включать:

а)    выбор системы разработки (эксплуатации) месторождения;

б)    выбор технологического режима работы скважин;

и) расчет различных вариантов на период онытио-

промышлештой эксплуатации (добыча газа и конденсата по годам, число эксплуатационных скважин, рабочих устьевых давлений, дебитов, депрессий и т. д.);

г)    прогнозные расчеты основных показателей разработки месторождения на более длительный период с целью учета их при проектировании обустройства промысла;

д)    выбор системы расположения, порядка и последовательности бурения и ввода в эксплуатацию скважин;

е)    рекомендации по выбору метода вскрытия продуктивных горизонтов и интенсификации добычи газа, конструкции и оборудования скважин;

ж)    принципиальные положения по обустройству промысла, включающие сооружения по сбору, очистке, транспорту газа и конденсата к потребителям.

17

.ч) НеХНИКО-ЭКОПОМНЧССКНе раоКЧ’Ы Ш1рПП111ЧЛ> OllUT-по-иромышленноп эксплуатации и выбор рационального варианта.

§ 57. III раздел проекта опытно-промышленной эксплуатации должен включать программу и объем исследовательских работ и методику контроля за процессом опытно-промышленпой эксплуатации в соответствии с главами 4 и 15 настоящих Правил.

§ 58. К проекту опытно-промышленной эксплуатации должны быть приложены следующие графические материалы:

а)    обзорная карта района с нанесенными газовыми и газоконденсатными месторождениями и газопроводами;

б)    структурные карты по всем продуктивным горизонтам с нанесением пробуренных разведочных скважин;

в)    геолого-геофизический разрез месторождения;

г)    продольные и поперечные профили но продуктни-лым горизонтам с нанесением каротажа по скважинам;

д)    структурные карты с нанесением проектных эксплуатационных скважин и разведочных скважин, используемых и качестве эксплуатационных, но вариантам;

е)    основные показатели опытно-промышленной эксплуатации по вариантам.

§ 59. Проект опытно-промышленной эксплуатации является основанием для составления проекта обустройства промысла на период опытно-промышленной эксплуатации.

ГЛАВА 7

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА И КОНДЕНСАТА

§ 60. Подсчет запасов газа и конденсата газовых и газоконденсатных месторождений (залежей), как правило, проводится и три этапа:

1)    онера 1 шишП нодсчс! запаси» i ачп и конденсата на основании данных первых поисковых н разведочных скважин; эти запасы являются основанием для составления проекта опытно-промышленной эксплуатации;

2)    подсчет запасов газа и конденсата по данным разведочного бурения или разведочного бурения и опытио-

ш

промышленной эксплуатации с у гнержденнгм их и Г КЗ СССР; эти запасы (после утверждении их и ГКЗ СССР) служат основанием для составления проекта разработки н ввода месторождений (залежей) в промышленную разработку; соотношение категорий запасов должно удовлетворять действующим положениям и инструкциям;

3) подсчет п уточнение запасов газа и конденсата в процессе разработки месторождения (залежи) с учетом данных эксплуатационного бурения и в отдельных случаях дополнительно пробуренных разведочных скважин с целью перевода запасов в более высокие категории.

§ 61. Объем геологоразведочных работ, промысловых и лабораторных исследований, необходимых дли обоснования категорий запасов, порядок представления, содержания и оформления материалов по подсчету запасов газа, конденсата и сопутствующих компонентов определяются но инструкциям, действующим на момент подсчета запасов.

§ 62. Материалы по подсчету запасов газа и конденсата должны содержать все исходные данные, необходимые для проверки подсчета.

$ 63. Для газоконденсатных месторождении подсчитываются также запасы стабильного конденсата (пентанов плюс высшие), содержащегося в пластовом газе. Исходными данными для подсчета балансовых запасов стабильного конденсата являются балансовые запасы газа и содержание в нем углеводородов Cg+высшие.

§ 64. Коэффициент извлечения стабильного конденсата определяют научно-исследовательские институты.

ГЛАВА Я

ВВОД ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В ПРОМЫШЛЕННУЮ РАЗРАБОТКУ. ПЕРЕДАЧА СКВАЖИН В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

§ 65, Ввод газовых и газоконденсатных месторождений (залежей) в промышленную разработку допускается, если:

а) закончен комплекс геологоразведочных работ, определенный проектом разведки;

14

УДК 622 324(06»)

Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Изд-во «Недра», 1971 г., стр. 104

Настоящие правила охватывают вопросы разработки газовых и газоконденсатных месторождении и эксплуатации скважин» обустройства промыслов и охраны недр газовых и газоконденсатных месторождений.

В Правилах сформулированы также требования к разведке с точки зрения получения информации, необходимой для составления проектов опытно-промышленной эксплуатации и разработки месторождений.

Редактор А. Г. Демидова

Редакционная комиссия.

В. Я. Бибилуров (председатель)* Г. //. Ажоткин (зам председателя), А Ф Афанасьев (зам и родео да ил Л, А Бондаренко, И. /7. Будников, А Г. Демидова, И. Л Жданов, ' М. А. Железнякова, Д, М Зинченко, М М. Кошпаров, Л. Л. Козлов, С. С, Синицын. Л. Я. Сололко, В. В. Стасеиков, М. Л, Сургучев, £ И. Сусликов, 5. Я Фере

БЗ 22-1971 № 14

б)    тучен комплексный еоетап подлежащего извлечению сырья, определено содержание и количество его;

в)    установлено отсутствие в газовых пластах залежей нефти, которые по запасам и экономическому значению требовали бы предварительной разработки нефтяной частя и временной консервации газовой части залежн;

г)    проведены исследования разведочных скважин;

д)    составлен отчет о результатах разведочного бурения;

с) утверждены запасы в ГКЗ;

ж)    составлен и утвержден проект промышленной разработки месторождения (залежи);

з)    оформлены горный н земельный отводы;

и)    составлен проект обустройства, предусматривающий строительство добывающего предприятия;

к)    закопчено строительство п соответствии с проектом необходимых сооружений, обеспечивающих полное использование газа, конденсата и других попутных компонентов, получаемых из скважин;

л)    проведены изыскания и определены места сброса сточных загрязненных вод.

§ 66. Запрещается вводить в разработку газовые или газоконденсатные месторождения (залежи), если нс обеспечивается с начала эксплуатации скважин использование конденсата и других попутных компонентов.

§ 67. Оформление ввода в разработку газовых и газоконденсатных месторождений осуществляется в соответствии с «Положенном о порядке начала и прекращения разведочного бурения па нефть или газ на новых площадях и ввода нефтяных п газовых месторождений и промышленную разработку»

§ 68. Для получен ни горного отвода пподобышпо-щее предприятие (объединение, ГГ1У, ППУ) должно представить в территориальные органы Госгортехнадзора заявку за подписью управляющего газодобывающим предприятием пли начальника объединения. К заявке прилагаются документы согласно инструкции Госгортехнадзора СССР.

В объяснительной записке, прилагаемой к заявке па получение горного отвода, указывается:

20

ПРЕДИСЛОВИЕ

Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождении подготовлены Всесоюзным научно-исследовательским институтом газовой промышленности (ВНИИГаз) с участием УкрНИИГаза и коллективом работников Министерства газовой промышленности.

При рассмотрении указанных Правил были использованы предложения н замечания Министерства нефтяной промышленности, Министерства геологии СССР, объединения Кубаньгазпром, Азербайджанского филиала ВНИИГаза, комитетов и управлений округов Госгортехнадзора СССР.

Настоящие Правила охватывают вопросы разработки газовых и газоконденсатных месторождений и эксплуатации скважин, обустройства промыслов и охраны недр газовых и газоконденсатных месторождений.

В правилах сформулированы также требования к разведке с точки зрения получения информации, необходимой для составления проектов опып ю-примышлен ной эксплуатации

и

и разработки месторождений.

Настоящие Правила разработаны с уче-юм специфических особенностей развития юзоной промышленности и выпускаются взамен «Временных правил технической эксплуатации нефтяных и газовых месторождений», утвержденных б. Министерством нефтяной промышленности в 1955 г., в части, касающейся разработки газовых месторождений.

Соблюдение настоящих Правил обязательно для всех организаций независимо от ведом-сIпомпой подчиненности,осуществляющих разведку, проектирование, разработку и эксплуа-1ацпю газовых и газоконденсатных месторождении.

РАЗДЕЛ 1

ПОДГОТОВКА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ К РАЗРАБОТКЕ

ГЛАВА 1

КЛАССИФИКАЦИЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ (ЗАЛЕЖЕЙ)

§ 1. По сложности геологического строения продук-тинных горIпонтон газовые п газоконденсатные месторождения подразделяются на две основные группы:

а)    месторождения сложного геологического строения (разбитые тектоническими нарушениями на ряд блоков и зон, имеющие изменчивый характер продуктивных горизонтов литологический состав, коллекторские свойства и др.);

б)    месторождения простого геологического строения (продуктивные пласты иа этих месторождениях характеризуются относительной выдержанностью литологического состава, коллекторских свойств и продуктивных горизонтов по всей площади залежи).

§ 2. По числу продуктивных горизонтов (залежей) месторождения подразделяются на:

а)    однопластовые;

б)    многопластовые.

§ 3. По числу объектов разработки месторождения подразделяются на:

а)    однообъектные, когда имеется лишь одна залежь, или все залежи объединяются в один объект разработки;

б)    многообъектные, когда выделяется несколько объектов разработки.

§ А По наличию или отсутствию конденсата месторождения подразделяются на:

а)    газовые, из газа которых при снижении давлении и температуры выделение жидких углеводородов не происходит;

б)    газоконденсатные, iij газа которых при снижении давления и температуры происходит выделение жидких углеводородов.

§ 5. Газоконденсатные месторождения (залежи) по содержанию стабильного конденсата могут подразделяться на следующие группы:

I    группа, с незначительным содержанием стабильного конденсата — до 10 см³/м³;

II    группа, с малым содержанием — от 10 до 150 cm^z}m^z\

III    группа, со средним содержанием — от 150 до 300 см*[м³;

IV    группа, с высоким содержанием -от 300 до 600 cm^zjm^z;

V    группа, с очень высоким содержанием — свыше 600 cm^zJm^z.

§ 6. В зависимости от содержания стабильного конденсата, термодинамической характеристики и геологических условий газоконденсатные месторождения могут разрабатываться:

а)    без поддержания пластового давления (как чисто газовые месторождения);

б)    с поддержанием пластовою давления.

§ 7. По наличию или отсутствию нефти в пласте газовые и газоконденсатные залежи можно подразделить на группы:

а)    залежи без нефтяной оторочки пли с нефтяной оторочкой непромышленного значения;

б)    залежи с нефтяной оторочкой промыт ленного значения.

§ 8. По дебитиости (максимально возможный рабочий дебит) скважин газовые н газоконденсатные месторождения (залежи, объекты разработки) можно подразделить на следующие группы:

а)    низкодебитные — до 25 тыс. м³1сутки\

б)    малодебитные — 25—100 тыс. м³! су тки;

в)    среднедебитные —100—500 тыс. м³/сутки;

г)    высокодебитные —500—1000 тыс. м³}сутки\

д)    сверхвысокодебитные — свыше 1000 тыс. м?1сутки.

§ 9. По величине начальных пластовых давлений выделяются залежи:

а)    низкого давления --до 00 кГ!см\

б)    среднего давления—оi 60 до 100 кГ}см*\

в)    высокого давления — от 100 до 300 кГ/см-;

г)    сверх высокого давлении - свыше 300 iJ'Icav¹.

ГЛАВА 2

ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К РАЗВЕДКЕ

ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ

§ 10. Разведочные организации, независимо от ведомственной подчиненности, при разведке газовых и газоконденсатных месторождении должны обеспечить оценку запасом газа и конденсата со степенью достоверности, достаточной дли передачи их в разработку или опытно-промышленную эксплуатацию, п соответствии с действующими положениями, на момент производства разведочных работ п получить другие исходные данные, необходимые для проектирования опытно-промышленной эксплуатации и разработки месторождении при наиболее оптимальных экономических показателях.

§ 11. Подсчет запасов газа п конденсата газовых н газоконденсатных месторождений производится объемным методом или по падению давления но данным опьп-ио - п р о м ы ш л е и и о ft э кс и л у ата цн 11.

§ 12. Степень разведанности газовых н газоконден-сатиых месторождений, подлежащих промышленному освоению и опытно-промышленной эксплуатации, должна удовлетворять необходимому соотношению категорий запасов газа и конденсата, предусмотренному действующими инструкциями и положениями на момент подсчета запасов.

§ 13. При разведке газовых и газоконденсатных месторождений (залежей) и подготовке их к разработке должно быть обеспечено получение следующих данных:

а)    доказано наличие или отсутствие нефтяной оторочки промышленного значения;

б)    проведены полноценные опробования и исследования по нескольким скважинам с целью получения основных параметров залежи;

в)    определены основные параметры коллекторов, достаточно полно характеризующие продуктивные горизонты как по разрезу, так н по площади;

7

г)    определено положение контактов газовых и газонефтяных залежей;

д)    определены характерные структурные и геометрические особенности строения залежи.

§ Н При разведке газовых и газоконденсатных месторождений необходимым условием является максимальное сокращение сроков разведки, получение необходимых показателей для подготовки месторождений к опытно-промышленной эксплуатации н последующей передачи нх и разработку, что должно обеспечиваться*

а)    сон мощением этапов разведки п 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;

б)    выбором конструкции скважин, отвечающей требованиям их эксплуатации;

в)    выделением этапов разведки многопластовых месторождений с учетом их разработки;

г)    определением газо-водяного контакта расчетным п \ тем;

д)    осуществлением бурения скважин для доказательств отсутствия нефтяных оюрочек промышленного значения,

с) применением наиболее рациональных комплексов и ром иелопы\ и гсолого-геофизических исследований скважин, обеспечивающих получение необходимых параметров для проектирования опытно-промышленной эксплуатации и разработки газовых и газоконденсатных месторождении.

ГЛАВА 3

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИНАХ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ И РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ

§ 15 По разведочным скважинам производится: а) изучение литолого-стратиграфического разреза по нерпу, шламу, образцам, отобранным боковым ipyiiTono-

8

сом, и комплексом геолого-геофизических исследований;

б)    выявление в разрезе продуктивных горизонтов;

в)    определение основных характеристик продуктивных горизонтов: мощности, физических свойств коллекторов— пористости, проницаемости, связанной воды, нефти н др. — по промыслово-геофизическим, лабораторным и гидродинамическим исследованиям;

г)    изучение покрышек;

д)    определение начального положения газо-водя-ного и газо-нефтяного (в нефтегазовых залежах) контактов;

с) определение продуктивности скважин.

§ 16. С целью изучения данных для подсчетов запасов газа и проектирования разработки месторождения необходим 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.

§ 17. Во всех разведочных скважинах проводится полный комплекс промысловых геофизических исследований, включая определение кривизны и азимута ствола скважин.

Проходка без каротажа, замера кривизны и азимута нс должна превышать 200 м.

§ 18. 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.

§ 19. Во всех случаях после цементажа колонны обязательно определять высоту подъема цемента за колонной, а также качество цементажа цементомером или другими методами.

§ 20. На каждой разведочной площади необходимо определить геотермический градиент в специально подготовленных для этого скважинах.

§ 21. В случае получения притока воды вместе с газом необходимо определить место притока специальными исследованиями при помощи электротермометра, ре-зистпвиметра или другими методами.

о