ГОСТ Р 55414—2013
12.4.2 Промыслово-геофизические исследования скважин
В проекте пробной эксплуатации разведочной скважины разрабатываемого месторождения описы
вают распределение фильтрационно-емкостных свойств по разрезу, при наличии приводят значения про
ницаемости. пористости и начальной гаэонасыщенности (нефтенасыщенности). полученные в результате
лабораторных исследований керна. Приводят данные по горизонтам (пластам) об общей, эффективной
и газонасыщенной {нефтенасыщенной) толщине и показателях неоднородности. При наличии приводят
результаты экспериментальных исследований газогидродинамических характеристик вытеснения углево
дородного сырья из пластов-коллекторов. Приводят сведения о методике, экспериментальной установ
ке. условиях экспериментальных исследований процессов вытеснения газа (газового конденсата, нефти)
различными агентами на моделях пласта, составленных из представительных образцов керна продук
тивных отложений месторождения. Приводят результаты: коэффициенты вытеснения газа (нефти) во
дой (газом), относительные фазовые проницаемости в системах «газ-вода», «нефть-вода» и «нефть-газ»
и их зависимости от водонасыщенности и газонасыщенности модели пласта.
12.4.3 Результаты опробования
При характеристике результатов опробования описывают процесс опробования скважины. При
водят объемы и результаты исследований скважины. Для определения годовой производительности и
объемов добычи приводят краткую характеристику продуктивности скважины, результаты опробова ния
скважины, гидрогазодинамических. термометрических, термодинамических исследований пластов по
форме таблицы Б.1. При необходимости приводят результаты исследований при неустановившихся
режимах фильтрации (оценки гидропроводности, проницаемости, скин-эффекта) в виде отдельных та
бличных и графических материалов. Результаты промысловых газоконденсатных исследований сква
жины приводят по форме таблицы Б.2. При двухступенчатой сепарации таблицу Б.1 дополняют данны
ми по второй ступени и суммарными данными по первой и второй ступеням.
Для поисковой (разведочной) скважины на многопластовом месторождении газоконденсатные ха
рактеристики приводят отдельно по каждому горизонту (пласту). Приводят оценку представительности
полученных газоконденсатных характеристик на основе сведений о режимах работы скважин в процес се
исследований (дебиты газа, конденсата, воды, депрессии на пласт, скорости на входе в НКТ. режим
работы сепарационных установок), количестве проб газа и конденсата и условиях их отбора. При на
личии приводят по форме таблицы Б.З составы (содержание компонентов и групп компонентов) газов
сепарации, дегазации, дебутанизации, пластового газа и конденсата, рассчитанные по результатам га
зоконденсатных исследований скважины. Приводят также значения коэффициента усадки конденсата,
молекулярной массы в пластовом газе групп углеводородов С5* (углеводородного конденсата) и С10,,
молярных долей газа сепарации и суммы газовых компонентов пластового газа, молярного соотноше
ния газа сепарации и суммы газовых компонентов пластового газа, потенциального содержания угле
водородов С5* на единицу суммы газовых компонентов пластового газа. Потенциальное содержание
углеводородов С5* (углеводородного конденсата) определяют на основании состава пластового газа с
учетом молекулярной массы этой фракции. Приводят значения коэффициентов сжимаемости газа для
начальных пластовых условий и относительной плотности газа по воздуху, необходимых для рас чета
прочностных характеристик обсадных колонн и ожидаемых давлений по стволу скважин.
При наличии результатов исследований отобранных при опробовании скважины проб конденсата
или нефти приводят характеристики фракционного и группового состава и физико-химических свойств
стабильного конденсата или нефти по формам таблиц Б.4. Б.5.
При наличии экспериментальных исследований по дифференциальной конденсации пластового
флюида, проведенных на установках фазового равновесия (PVT), приводят значения давления начала
конденсации, давления максимальной конденсации, количество выпадающей в пласте жидкой углево
дородной фазы и ее плотность при различных давлениях в процессе снижении пластового давления,
расчетное изменение потенциального содержания в пластовом газе углеводородов С5» (углеводород
ного конденсата), их суммарное извлечение из пласта и содержание их в газовой фазе пластового
флюида по форме таблицы Б.6.
В проекте пробной эксплуатации поисковой (разведочной) скважины нефтегазоконденсатного ме
сторождения при наличии результатов исследований проб нефти приводят состав и свойства пласто
вой и дегазированной нефти по формам таблиц Б.7. Б.8 соответственно.
При наличии материалов промысловых и лабораторных исследований проб воды основные ха
рактеристики пластовых вод приводят по форме таблицы Б.9. Приводят оценку влагосодержания пла
стового газа, газосодержания подстилающих вод. возможности выпадения солей из пластовой воды в
процессе пробной эксплуатации скважины.
11