Комплекс геофизических исследований скважин для изучения фильтрационно-емкостных свойств и насыщения коллекторов на Мыльджинском газонефтяном месторождении (Томская область)

В связи с вышесказанным, все интервалы коллекторов в пласте Ю1² интерпретируются практически одинаково:

по сопоставлению расчетных коэффициентов водонасыщенности с фактическими значениями интервалы относятся к зоне остаточного водонасыщения;

по палетке для оценки характера насыщения и обводненности интервалы газонасыщенны с отсутствием свободной воды в поровом пространстве (за исключением двух точек скв.131 и 111, попавших в зону обводненности до 20%, что может быть объяснено погрешностями определения геофизических параметров при интерпретации расчлененного разреза, а так же не совершенством методики при пористости менее 14%);

Интервалы коллекторов пласта Ю1^3-4 обладают высокими ФЕС, при этом количество песчаных тел изменяется от 3 до 5 с общей эффективной мощностью от 10,8 до 13,7 м, коэффициенты песчанистости составляют 0,64-0,89. Пористость изменяется от 0,114 до 0,194 (средневзвешенное значение 0,188). Проницаемость изменяется от 0,6 до 85,9 мД (средневзвешенное значение 69,5мД). Коэффициенты нефтегазонасыщенности изменяются от 0,459 до 0,831 (средневзвешенное значение 0,715).

Все коллекторы пласта Ю1^3-4, за исключением интервалов в подошве пласта в скважинах №211 и №111 по своим параметрам соответствуют зоне остаточной водонасыщенности и по характеру насыщения газонасыщены с отсутствием свободной воды в поровом пространстве, но не обладающие предельным насыщением (рис. 10, 11).

В скважине №211 с глубины 2457,6м (а.о.-2328,0м) водонасыщенность стремительно растет от 0,36 до 0,459, приближаясь к критическому значению, равному 0,597. Условное значение уровня ГВК принято на абсолютной отметке -2329,2м., интервал 2329,2-2330,4 попадает в переходую зону (возможно в зону критического водонасыщения) и по характеру насыщения газонасыщен с водой.

В скважине №111 коллектор в интервале 2675,8-2676,8 по своим параметрам попадает в зону с критическим водонасыщением и по характеру насыщения вероятен газ с незначительным содержанием воды.

Разрезы пластов Ю2+3 в рассматриваемых скважинах близки по ФЕС, но отличаются по характеру насыщения. Количество песчано-глинистых тел изменяется от 2 до 4 с общей эффективной мощностью от 1,6 до 4,3 м, а отдельные толщины изменяются от 0,4 до 1,4 м, коэффициент песчанистости изменяется от 0,20 до 0,26. Пористость изменяется от 0,134 до 0,146 (средневзвешенное значение 0,139). Проницаемость изменяется от 2,0 до 4,4 мД (средневзвешенное 3,1мД).

Характер насыщения:

по расчетным значениям коэффициентов водонасыщенности пласт Ю2-3 в некоторых скважинах попадает в зону с остаточным нефтегазонасыщением и по насыщению водонасыщен, а в некоторых, наоборот, к зоне с остаточным водонасыщением и по насыщению газонасыщен;

по палетке результаты расчетов практически подтверждаются, за исключением отдельных не существенных расхождений (см. рис. 8);

По результатам интерпретации всех данных ГИС построена физико-геологическая модель продуктивной части для Мыльджинского месторождения (рис.12).

Как видно из модели, разрез месторождения сильно изрезан по геофизическим данным, что говорит о частом переслаивании литологических разностей, представленных глинами, песчаниками, карбонатизированными песчаниками и углями.

С увеличением мощности пласта Ю1^3-4 наблюдается увеличение значений на диаграмме ИК. Это объясняется тем, что с увеличением мощности пласта происходит увеличение карбонатизации песчаника. Затем с уменьшением карбонатизации уменьшаются значения ИК.

В целом же, значения геофизических параметров по разрезу носят равномерный характер.

При уменьшении глинистости наблюдается увеличение нефтегазонасыщенности, это связано с заполнением нефтью или газом большего пространства освободившегося объема пор в песчанике.

Наибольший коэффициент нефтегазонасыщенности и, следовательно, низкие значения глинистости соответствуют пласту Ю1^3-4, а также для него характерна высокая пористость и проницаемость.

Пласт Ю2 является водонасыщенным с низкой проницаемостью и высоким коэффициентом глинистости.

Таблица 2 Петрофизические критерии и уравнения коллекторов Мыльджинского месторождения

Параметры : Объекты	Ю11 , Ю12, Ю13, Ю14, Ю21, Ю22	Б16-20	Б10	Б8
Температура пласта, С	80.0	Т=0.853Набс.-0.958
Минерализация пластовой воды, кг/м3	35.0	С=0.027Набс.-23.2
Сопротивление пластовой воды, Омм	0.08	в=5.23-1.92Набс.
Критерии коллектора: для газа для нефти	пс0.3 Кп=0.12 Кпр=0.510-3 мкм2 пс0.43 Кп=0.135 Кпр=1.9210-3 мкм2
Критерий получения газа	п 11.0, временные замеры НКТ	п 11.0, временные замеры НКТ
Критерий получения нефти	п 5.2	п 7.2 Рн3.5 Кн0.54
Критерий получения нефти и воды	4.3<п <5.2	4.3<п <7.2, 2.75<Рн<3.5, 0.48<Кн<0.54
Критерий получения воды	п <4.3	п <4.3, Рн<2.75, Кн<0.48
Газонефтяной контакт(ГНК)	-2321.0
Газоводяной контакт(ГВК)м	-2321.0	-2181.0	-2160.0	-2003.0
Водонефтяной контакт, ВНК	- 2366
Открытая пористость, д.ед.	Кп=0.08392+0.1196пс	Кп=0.212+0.038пс
Относительное сопротивление	Рп=0.767Кп-1.923	Рп=1.7947Кп-1.536
Нефтенасыщенность, д. ед.	Кв=0.95Рн-0.75	Кв=0.9268Рн-0.585
Проницаемость, 10-3 мкм2	Кпр=10^((пс/0.75)2.27)	lgКпр=42.99Кп - 7.8362
Глинистость, доли ед.	Кгл=1.055-(1.14-1.111)0.5 ; Кгл=0.4346-0.3846пс	Кгл=1.055-(1.14-1.111)0.5

Таблица 3 Обобщенные алгоритмы для Средне-Васюганского мегавала

Параметры: Объекты	горизонт Ю1
Температура пласта, С	80.0
Минерализация пластовой воды, кг/м3	35.0-56.0
Сопротивление пластовой воды, Омм	0.08
Критерии коллектора: для газа для нефти	пс0.3 пс0.43
Критерий получения газа	временные замеры НКТ
Критерий получения чистой нефти	при пс0.65 п5.14пс+1.36, Кн0.5пс+0.1 при пс0.65 п2.4пс+3.4
Критерий получения нефти с водой	4.3п 6.5, 2.5 Рн 4.0, Кн=0.41пс+0.09
Критерии выделения водоносных пластов	при пс0.65 п4.3, Рн2.5 при пс0.65 п4.0, Рн2.5
Открытая пористость, доли ед.	Кп=0.126пс+0.084, Кп=0.196Т-33.9, Кпобщ=0.332/нкт +0.07998 Кп= Кпобщ-Кгл св, св=0.18
Относительное сопротивление	Рп=0.584Кп-2.066
Нефтенасыщенность, доли ед.	Кв=1.04Рн-0.783 , Кн=1-Кв lgW=1.2822-0.4869lgп, W= Кп Кв
Проницаемость, 10-3 мкм2	lgКпр=3.27пс -1.261
Глинистость, доли ед.	Кгл=1.055-(1.14-1.111)0.5 Кгл=0.563-1.04пс+0.522пс

Рис. 12. Физико-геологическая модель продуктивной части Мыльджинского месторождения

1.5 Анализ основных результатов геофизических работ прошлых лет

Для анализа взят разрез скв. 111, расположенный в восточной части месторождения, потому что данный разрез для этого месторождения можно считать эталонным, так как удовлетворяет следующим требованиям:

· типичный (представительный) для данного месторождения и данного рода геологической задачи;

· содержит искомый (исследуемый) геологический объект. В нашем случае - это продуктивный пласт, встречающиеся на месторождении литологические разности;

· хорошо изученный с геологической точки зрения (имеет литологическую колонку, выделены и оценены коллекторы);

· хорошо изученный геофизическими методами (оптимальный для решения конкретной задачи).

В настоящие время месторождение находится на стадии доразведки и эксплуатации. Перед ГИС на стадии доразведки стоят следующие геологические задачи:

1) Литологическое расчленение разреза;

2) Выделение коллекторов;

3) Оценка фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов;

4) Оценка характера насыщения коллекторов:

5) Определение водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов.

Разрез анализируемой скважины исследован в интервале от 2620,0 до 2708,0 м следующими методами ГИС: ПС, ИК, БК, БКЗ, ВИКИЗ, АК, ГК, НКТ, кавернометрия, ГГК-п, которые решают поставленные геологические задачи.

Электрический каротаж, включающий в себя методы ПС, ИК, БК и БКЗ записывался в масштабе 1:200 аппаратурой К1А-723М со скоростью регистрации - 2000 м/ч.

Радиоактивный каротаж, включающий методы ГК и НКТ записывался в масштабе 1:200 аппаратурой РК5-76 со скоростью регистрации от 200 до 400 м/ч.

ГГК-п с каверномером и ПС записывались в масштабе 1:200 аппаратурой СГП-2 АГАТ со скоростью регистрации - 200 м/ч.

Акустический каротаж с ПС записывались в масштабе 1:200 аппаратурой АКВ-1 со скоростью регистрации - 1000 м/ч.

ВИКИЗ с ПС записывались аппаратурой ВИКИЗ со скоростью регистрации - 2000 м/ч.

Для каждой выше поставленной геологической задачи в скв. 111 применялись следующие геофизические методы:

1) Для литологического расчленения разреза применялись методы ПС, БК, БКЗ, ИК, ГК, НКТ, ГГК-п и АК, которыми можно наиболее точно разделить разрез на глины, угли, карбонатизированные песчаники и песчаники.

По анализируемому разрезу скважины глины выделяются высокими значениями естественной радиоактивности I_г, положительными аномалиями ПС и низкими значениями сопротивлений (БК, БКЗ, ИК), нейтронного каротажа (НКТ).

Угли выделяются очень низкими значениями радиоактивности (ГК, НКТ, ГГК-п) и высокими значениями сопротивлений (БК, БКЗ, ИК).

Карбонатизированные песчаники выделяются низкими значениями ГК, ПС и высокими значениями сопротивлений (БК, БКЗ, ИК), нейтронного и плотностного каротажа.

Песчаники выделяются низкими значениями естественной радиоактивности I_г, отрицательными аномалиями ПС, а в зависимости от их насыщения, низкими значениями сопротивлений (БК, БКЗ, ИК) если песчаник водонасыщенный, и высокими значениями сопротивлений (БК, БКЗ, ИК) если песчаник нефтенасыщенный.

2) Для выделения коллекторов применялись методы кавернометрия, ВИКИЗ, ПС.

По кавернометрии коллектор выделяется уменьшением диаметра скважины, за счет образования глинистой корки в зоне проникновения, но в данном разрезе этот метод работает плохо, т.к. уменьшение диаметра наблюдается по всему разрезу скважины. Это можно объяснить либо неисправностью аппаратуры, либо ошибка интерпретатора при записи диаграммы.

Для ВИКИЗ при выделении коллекторов характерно расхождение значений между зондами из-за их разной глубины исследования.

По ПС коллектора выделяются по отрицательным аномалиям, которые образуются за счет диффузионно-адсорбционного потенциала, возникшего на границе песчаник-глина.

3) Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов включают в себя определение К_гл, К_п, К_пр и К_нг, которые рассчитываются по методам ПС, БКЗ, БК, ГК, НКТ, ГГК-п и АК.

Расчет фильтрационно-емкостных свойств коллекторов производится по петрофизическим уравнениям (см. табл. 2, 3), зависимостям или формулам, характерных для каждого метода.

Рассмотрим определение фильтрационно-емкостных свойств для коллектора пласта Ю1-3/4, находящегося в интервале от 2659,8 до 2667,6 м. В таблице 4 приведены геофизические методы и их значения рассматриваемого коллектора.

Таблица 4 Геофизические значения коллектора

Интервал, м	бпс	БКЗ, Ом.м	БК, Ом.м	ГК, Гамм	НКТ, у.е.	ГГК-п, г/см3	dT, мкс/м
от	до
2659,8	2667,6	0,89-0,93	12,9-28,8	38,9-58,3	4,66-7,06	2,8-3,8	2,2-2,5	212,6-319,4

Коэффициент глинистости определяется методами ПС и ГК по петрофизическим уравнениям и зависимостям для коллекторов Мыльджинского месторождения (см. табл. 2).

По ПС К_гл рассчитывается по следующему уравнению:

Таким образом, К_гл по ПС изменяется в пределах от 7,7 до 9,3 %.

К_гл по ГК рассчитывается по уравнению:



где - двойной разностный параметр ГК, Гамм.

К_гл по ГК изменяется в пределах от 6,3 до 21,2 %.

По результатам проведенных расчетов и их сравнении с заключительным каротажем видно, что ГК для определения К_гл работает плохо, следовательно, наиболее точным методом является ПС.

Коэффициент пористости можно определить методами ПС, АК, НКТ, ГГК-п, БК и БКЗ.

Для расчета К_п по ПС используется петрофизическое уравнение для коллекторов Мыльджинского месторождения (см. табл. 2):

По ПС получаем изменение К_п в пределах от 19 до 19,5 %.

При расчете К_п по АК и НКТ используются обобщенные алгоритмы для Средне-Васюганского мегавала (см. табл. 3):

- для АК:

К_п по АК изменяется в пределах от 7,8 до 28,7 %.

- для НКТ:

где - общая пористость, доли ед., определяется по следующей формуле:



- водородосодержание связанной воды ().

К_п по НКТ изменяется в пределах от 15,2 до 18,6 %.

Для расчета К_п по ГГК-п используется следующая формула:

где - плотность твердой фазы (),

- плотность жидкой фазы ().

Изменение пористости по ГГК-п варьирует от 11,7 до 23,5 %.

По БКЗ Кп выражается из петрофизической зависимости относительного сопротивления (см. табл. 2) и рассчитывается по следующему уравнению:

где - параметр пористости, который определяется по формуле:

где - сопротивление полностью водонасыщенной породы, Ом^.м,

- сопротивление пластовой воды, Ом^.м ( = 0,08 Ом^.м).

Пористость по БКЗ изменяется от 19,1 до 24,5 %.

Коэффициент проницаемости рассчитывается по петрофизической зависимости от б_пс для коллекторов Мыльджинского месторождения:



Для рассматриваемого коллектора К_пр изменяется в пределах от 29,5 до 42,4 мД. Причем с увеличением мощности коллектора К_пр уменьшается.

Коэффициент нефтегазонасыщенности рассчитывается по петрофизической зависимости для коллекторов Мыльджинского месторождения по следующему уравнению:

где Рн - параметр насыщения, который определяется по формуле:

где - сопротивление нефтенасыщенной породы, Ом^.м.

Коэффициент нефтегазонасыщенности для данного коллектора изменяется от 80,8 до 85,9 %.

По произведенным расчетам для коллектора пласта Ю1-3/4 можно сказать, что наиболее достоверные и точные результаты для определения ФЕС дают электрические методы. По которым и были рассчитаны фильтрационно-емкостные свойства коллекторов в анализируемой скважине (см. табл. 5).

4) Для оценки характера насыщения коллекторов применяются методы ИК, БК, БКЗ, ВИКИЗ и НКТ. По данным методам нефтегазонасыщенные коллекторы отмечаются следующим образом:

· низкой проводимостью ИК (ИК < 200 мСм/м),

· высокими значениями сопротивлений,

· расхождением малых зондов над большими зондами по ВИКИЗ, причем значения сопротивлений больших и малых зондов высокие;

· низким водородосодержанием - для газа и высоким - для нефти.

Водонасыщенные коллекторы отмечаются:

· высокой проводимостью ИК (ИК > 200 мСм/м),

· низкими значениями сопротивлений,

· расхождением малых зондов над большими зондами по ВИКИЗ, причем значения сопротивлений больших зондов низкие, а малых зондов - высокие;

· высокое водородосодержание.

5) Определение водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов осуществляется методами сопротивлений (БКЗ, БК, ИК) и методами НКТ, АК при условии, что зона проникновения не превышает 10 см.

В методе сопротивлений контакт на диаграммах выделяется как граница между пластами высокого и низкого сопротивлений.

По НКТ переход от водонасыщенной части пласта к нефтенасыщенной отмечается понижением показаний на диаграммах НКТ.

По АК контакт выделяется по различию акустических свойств флюидов.

По результатам интерпретации методов ГИС определены литологические разности пород, построен разрез сложенный: глинами (аргиллитами), углями, карбонатизиованными песчаниками, песчаниками. Выделены пласты: Ю_1-1, Ю_1-2, Ю_1-3/4, Ю₂, в составе которых 15 проницаемых прослоев. С учетом петрофизических уравнений коллекторов Мыльджинского месторождения и обобщенных алгоритмов для Средне-Васюганского мегавала, представленных в таблице 2 и 3, были рассчитаны коэффициенты пористости (К_п), глинистости (К_гл), проницаемости (К_пр) и нефтеазонасыщенности (К_нг), а также определен газоводяной контакт, результаты данных расчетов приведены в таблице 5.

Таблица 5 Результаты расчетов фильтрационно-емкостных свойств коллекторов по скв. 111

Пласт	Интервал коллектора, м	h, м	Кгл, %	Кп, %	Кпр, мД	Кнг, %	Характер насыщения
	от	до
Ю1-1	2637,6	2638,4	0,8	26,9	13,5	2	77,0	ГК
Ю1-2	2641,4	2642,2	0,8	24,6	14,3	2	49,3	ГК
	2644,4	2645,8	1,4	16,2	16,9	8	65,7	ГК
	2649,4	2650,4	1,0	18,8	16,0	5	54,4	ГК
	2653,2	2654,4	1,2	20,0	15,7	4	59,8	ГК
	2655,0	2655,8	0,8	28,1	13,2	2	41,7	ГК
Ю1-3/4	2658,0	2659,0	1,0	15,4	17,1	9	67,1	ГК
	2659,6	2662,8	3,2	7,7	19,5	43	80,8	ГК
	2662,8	2664,8	2,0	7,7	19,5	43	81,9	ГК
	2664,8	2665,2	0,4	9,2	19,0	30	84,0	ГК
	2665,2	2667,6	2,4	9,2	19,0	30	85,9	ГК
	2671,0	2671,8	0,8	10,8	18,6	21	83,4	ГК
	2671,8	2673,0	1,2	10,8	18,6	21	79,4	ГК
	2675,8	2676,8	1,0	16,5	16,8	7	52,5	ГК+Вода
Ю2	2698,2	2699,2	1,0	22,3	15,0	3	34,1	Вода
	2699,6	2700,0	0,4	26,5	13,7	2	25,6	Вода
	2700,4	2700,8	0,4	26,5	13,7	2	23,9	Вода
	2700,8	2701,4	0,6	26,5	13,7	2	17,6	Вода
	2701,4	2702,4	1,0	26,5	13,7	2	20,9	Вода
	2703,0	2703,6	0,6	26,9	13,5	2	26,8	Вода
	2704,0	2704,6	0,6	28,1	13,2	2	28,0	Вода

Внутреннее строение пластов моделируется картами пористости, проницаемости и эффективных нефтенасыщенных толщин, построенных на основе данных, полученных при ГИС разведочных скважин. В соответствии с этой моделью пласты представлены песчаниками, с прослоями глины (аргиллит), встречаются также углем, карбонатизированными песчаниками (плотняк).

Коллектор в пласте Ю1-1 представлен одним проницаемым прослоем мощностью 0,8м с глинистостью 26,9 %, пористостью 13,5 %, проницаемостью 2 мД, нефтенасыщенностью 77,0 % и коэффициентом песчанистости 0,21. По результатам расчетов коэффициентов водонасыщенности пласт попадает в зону предельно возможной нефтегазонасыщенности, однако по зависимости: Rп=2,695e^2,532СП (см. рис.8) при ПС=0,43 удельное электрическое сопротивление предельно насыщенного песчано-глинистого пласта должно быть около 8,0 Ом*м, что существенно ниже фактического 18,8 Ом*м, учитывая расстояние (35,8м) до условного уровня ГВК (-2310м) можно утверждать, что рассматриваемый интервал коллектора вероятно углефицирован и по насыщению должен быть газонасыщенным с отсутствием свободной воды в поровом пространстве, но не обладающий предельным насыщением.

Интервалы коллекторов пласта Ю1-2 обладают невысокими ФЕС: глинистость изменяется от 16,2 до 28,1 %, пористость от 13,2 до 16,9 %, проницаемость от 2 до 8 мД. Количество песчано-алевролитовых тел составляет 5 с общей эффективной мощностью 5,2м и коэффициентом песчанистости 0,36. Коэфициенты нефтегазонасыщенности составили 49,3; 65,7; 54,4; 59,8; 41,7 % и зависят не только от коллекторских свойств, но и в большей степени от расстояния до условного уровня ГВК. По своим параметрам эти пропластки попадают в зону остаточной водонасыщенности, по характеру насыщения газонасыщенны с отсутствием свободной воды в поровом пространстве, но не обладающие предельным насыщением.

Интервалы коллекторов пласта Ю1-3/4 обладают высокими ФЕС, при этом количество песчаных тел 4 с общей эффективной мощностью 12 м и коэффициентом песчанистости 0,49. Глинистость изменяется от 7,7 до 16,5 %, среднее 9,3 %. Пористость изменяется от 16,8 до 19,5 %, среднее 19 %. Проницаемость изменяется от 7 до 43 мД, среднее 33 мД. Коэфициенты нефтегазонасыщенности изменяются от 52,5 до 85,9 %, среднее 81,0 %.

Все коллекторы пласта Ю1-3/4, за исключением интервала в подошве (2675,8-2676,8 м) по своим параметрам соответствуют зоне остаточной водонасыщенности и по характеру насыщения газонасыщены с отсутствием свободной воды в поровом пространстве, но не обладающие предельным насыщением.

Интервал 2675,8-2676,8 м попадает в зону с критическим водонасыщением и по характеру насыщения вероятен газ с незначительным содержанием воды.

Интервалы коллекторов пласта Ю2 обладают низкими ФЕС: пятью песчано-глинистыми телами с общей эффективной мощностью 4,6 м со значениями глинистости 22,3-28,1 %, пористости 13,2-15,0 %, проницаемости 2-3 мД и коэффициентом песчанистости 0,26. По характеру насыщения относятся к зоне с остаточным нефтегазонасыщением и по насыщению водонасыщенны. Газовым каротажом пласт не охарактеризован.

Для продуктивных коллекторов с общей эффективной мощностью 17,0 м средние значения ФЕС для них будут следующие: глинистость 13,6 %, пористость 17,7 %, проницаемость 23 мД и нефтегазонасыщенность 73,2 %.

Для коллектора продукт+вода с общей эффективной мощностью 1,0 м средние значения ФЕС следующие: глинистость 16,5 %, пористость 16,8 %, проницаемость 7 мД и нефтегазонасыщенность 52,5 %.

Для водонасыщенных коллекторов с общей эффективной мощностью 4,6 м средние значения ФЕС для них будут следующие: глинистость 25,9 %, пористость 13,9 %, проницаемость 2 мД.

Расчетное значение условного ГВК по этой скважине составило (абсолютная отметка) -2310 м. К перфорации рекомендуются коллектора в интервале -2280,2 -2306,9 м.

По результатам анализа можно сказать, что выбранный комплекс ГИС позволяет решить поставленные геологические задачи.

2. Проектная часть

2.1 Выбор участка работ и геологические задачи, стоящие перед ГИС

Мыльджинское месторождение характеризуется высокой изученностью буровыми работами и ГИС в отношение пласта Ю₁ (см. рис. 6, 7), которые является относительно однородными и содержат в себе основные запасы газоконденсата.

Основными предпосылками для выбора проектируемого участка работ являются то, что участок находится в пределах оконтуренной продуктивной залежи углеводородов, связанной с продуктивными пластами Ю₁^1-2, Ю₁^3-4, Ю₂ и то, что выбранный участок находится в пределах локального куполовидного поднятия.

Проектом предусматривается бурение и проведение ГИС скважин в южной части Мыльджинского месторождения, куст 7 (рис. 6), характеризуется пониженной плотностью скважин. Работы позволят точно привести ВГК, повысить коэффициент разведанных запасов с С₂ до В-С₁ .

На запроектированном участке работ перед ГИС стоят следующие геологические задачи:

1) Литологическое расчленение разреза;

2) Выделение коллекторов;

3) Оценка фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов;

4) Оценка характера насыщения коллекторов;

5) Определение водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов.

Поставленные геологические задачи решаются с помощью следующих геофизических методов: ПС, БК, МБК, МКЗ, БКЗ, ИК, ВИКИЗ, ГК, НКТ, ГГК-ЛП, АК, кавернометрия, ризистивиметрия.

2.2 Выбор методов и обоснование геофизического комплекса

В настоящие время месторождение находится на стадии доразведки и эксплуатации. Выбор методов ГИС основывается на поставленных для них геологических задач, представленных в главе 2.1.

Задача литологического расчленения разреза решается при условии дифференциации пород, слагающих разрез, по физическим свойствам. К таковым можно отнести удельное электрическое сопротивление (УЭС), поляризационные свойства, плотностные свойства, акустические свойства, естественную радиоактивность пород.

В песчано-глинистом разрезе Мыльджинского месторождения задачу определения литологического состава разреза и выделения коллекторов можно решить, применяя следующие методы геофизических исследований скважин: ПС, МКЗ, БКЗ, кавернометрия, ГК.

С помощью ПС наиболее четко выделяются коллектора, вследствие образования против них отрицательной аномалии, которая образуется за счет диффузионно-адсорбционного потенциала, возникающего на границе пластов в результате диффузии солей, растворенных в пластовой воде и буровом растворе.

Метод МКЗ позволяет детально изучить разрез, сложенные пластами как большой, так и малой мощности, выделить коллекторы и детально изучить их строение, за счет малой длины зондов МГЗ и МПЗ, и как следствие малой глубины исследования, вблизи стенки скважины. Наличие двух кривых, полученных по МГЗ и МПЗ, позволяет учесть влияние глинистой корочки на величину кажущегося сопротивления и более четко выявить коллекторы по их положительному расхождению.

По методу БКЗ расчленение разреза характеризуется радиальным изменением сопротивления пластов, устанавливаемых по данным зондов одного типа, но различной глубиной исследования.

Кавернометрия заключается в измерении среднего диаметра скважины. При выделении коллекторов наблюдается уменьшение диаметра скважины, за счет образования глинистой корки, и увеличение диаметра против глин, за счет размывания их буровым раствором.

Метод ГК основан на измерении естественной радиоактивности горных пород, которая определяется присутствием в них радиоактивных изотопов урана, калия и тория. Наиболее радиоактивными являются глины, в результате чего против них будут наблюдаться высокие значения радиоактивности, а против песчаников - низкие. Более четко данный метод выделяет угли, т.к. в них практически не присутствуют радиоактивные элементы.

Дополнительными методами для определения литологического состава и выделения коллекторов являются методы: МБК, ВИКИЗ, ИК, НКТ, ГГК-ЛП и АК.

Метод МБК основан на регистрации эффективного электрического сопротивления ближней зоны горных пород фокусированным микрозондом. Регистрируемые значения эффективного электрического сопротивления для коллекторов определяются в основном параметрами их промытой зоны.

Метод ИК основан на регистрации проводимости горных пород при распространении электромагнитного поля. Удельная электрическая проводимость горных пород является величиной, обратной их удельному электрическому сопротивлению. В связи с этим данный метод уверено выделяет угли и плотные карбонатизированные песчаники, имеющими высокие сопротивления.

Метод ВИКИЗ основан на радиальном распределении удельного электрического сопротивления от скважины до неизменной части пласта, эта задача решается с использованием кривых зондирований.

По НКТ при определении литологии основное значение имеют процессы замедления, диффузии и поглощения тепловых нейтронов, т.е. от водородосодержания. Таким образом, при работе заинверсионными зондами, чем больше водорода содержится в пласте, тем ниже будут показания нейтронного каротажа.

При ГГК-ЛП интенсивность рассеянного гамма-излучения обусловлена комптоновским эффектом, зависящим только от объемной плотности горных пород и фотоэффектом, зависящим от атомного номера вещества. По показаниям данного каротажа наиболее выражено выделяются угли и плотные карбонатизированные песчаники, а также при совместной интерпретации плотностной и литологической диаграммам выделяются чистые и кальцитизированные терригенные разности (по степени содержания в них кальция, обладающего большим атомным номером).

Метод АК основан на регистрации интервального времени пробега t=t2-t1 и амплитуды (А1, А2) продольной акустической волны. На диаграммах АК глины характеризуются высокими значениями интервального времени (?Т = 300-500 мкс/м), а песчаники более низкими значениями интервального времени (?Т = 175-330 мкс/м).

Определение глинистости коллекторов осуществляется методами ПС, ГК.

По ПС определение глинистости основано на зависимости адсорбционной активности, а, следовательно, и глубины аномалии ПС над коллекторами от содержания в них глинистого материала. Для определения используют эмпирические зависимости относительной амплитуды аномалии б_ПС от глинистости.

При ГК интенсивность естественной радиоактивности коллекторов зависит от содержания в них глин. Для определения глинистости используется петрофизическая зависимость двойного разностного параметра ГК от глинистости.

Определение пористости коллекторов осуществляется методами сопротивлений (БКЗ, ИК, МКЗ, МБК), ПС, НКТ, ГГК-ЛП и АК.

Методы сопротивлений применяют для определения К_П межзерновых коллекторов и основан на зависимости между коэффициентом пористости и параметром пористости Р_П. По микрозондам легче определить сопротивление жидкости в порах зоны проникновения, т.е. фильтрата бурового раствора.

По ПС определение пористости основано на использовании статистической связи между коэффициентом пористости К_П и амплитудой аномалии ПС, установленной путем сопоставления диаграмм ПС с результатами лабораторных исследований керна.

При НКТ пористость определяется в основном за счет водородосодержания исследуемой среды, т.к. жидкость содержится в основном в порах пород, и определяется по петрофизической зависимости водородосодержания от пористости с учетом поправки за глинистость.

По ГГК-ЛП определение пористости основано на интенсивности вторичного гамма-излучения, связанного с комптоновским эффектом, показания которого обусловлены плотностью пород.

Применение АК для определения пористости основано на замере интервального времени, которое является линейной функцией пористости горных пород.

Определение проницаемости коллекторов осуществляется методами сопротивлений и методом ПС.

По ПС проницаемость определяется из петрофизической зависимости относительной амплитуды аномалии б_ПС от проницаемости, установленной на модели пород для данного месторождения.

В методе сопротивлений определение коэффициента проницаемости производят по известной величине параметра нефтенасыщенности Рн и коэффициента пористости . Эти определения основываются на наличии корреляционной зависимости между содержанием в пласте связанной воды и величиной коэффициента проницаемости. Также по методу БКЗ, которым можно определить диаметр зоны проникновения, проницаемость тем выше, чем больше диаметр зоны проникновения.

Характер насыщения коллекторов определяется методами сопротивлений (БК, ИК, ВИКИЗ), акустическим каротажем (АК) и коэффициентом нефтегазонасыщенности, равным отношению объема, занимаемого нефтью или газом, к объему всех пор коллектора, а оставшаяся часть пор, не занятая нефтью и газом, заполняется водой.

В методе сопротивлений нефтегазовые коллекторы обладают высокими значениями сопротивлений, т.к. нефть или газ в равной степени неэлектропроводные и являются диэлектриками, а их значения сопротивлений приравнивают к сопротивлению полностью промытых пород. Водонасыщенные коллекторы отмечаются низкими значениями сопротивлений, т.к. они обладают высокой проводимостью.

Также характер насыщения определяется по уравнению Арчи-Дахнова путем сопоставления расчетного значения Кв с критическими:

где: - Кв.св - остаточная неснижаемая водонасыщенность;

- Кв* - водонасыщенность при обводнении продукции в 1% (начало двухфазного потока);

- Кв** - начало однофазного потока воды;

- Кв.кр - водонасыщенность при равенстве фазовых проницаемостей по нефти и воде.

Кв.св ? Кв ? Кв* - нефтяной пласт;

Кв* ? Кв ? Кв** - водонефтяной пласт,

Кв > Кв** - водяной пласт.

При АК характер насыщения коллекторов зависит от изменения скорости и затухания упругих волн. В газе затухание больше, чем в жидкости, а в нефти скорость меньше, чем в воде.

Определение водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов осуществляется методами сопротивлений (БКЗ, БК, ИК) и методами НКТ, АК при условии, что зона проникновения не больше 10 см.

В методе сопротивлений контакт на диаграммах выделяется как граница между пластами высокого и низкого сопротивлений, но только в случае если в пласте переход от предельно нефтенасыщенной к водонасыщенной части коллектора достаточно резкий.

Применение НКТ для определения контакта основано на различном содержании хлора в водоносных и нефтегазоносных пластах. Переход от водонасыщенной части пласта к нефтенасыщенной отмечается понижением показаний на диаграммах НКТ.

По АК контакт выделяется по различию акустических свойств флюидов.

Таким образом, с вышеизложенным обоснованием при решении геологических задач для доразведки Мыльджинского газоконденсатного месторождения в зоне продуктивных пластов будет применен в масштабе глубин 1:200 следующий комплекс ГИС:

· ПС, МКЗ, МБК, БК, БКЗ, ИК, ВИКИЗ, ризистивиметрия;

· Радиоактивный каротаж: НКТ, ГК, ГГК-ЛП;

· АК;

· Инклинометрия, кавернометрия.

Выбранные методы при проведении ГИС в продуктивной части Мыльджинского месторождения позволят решить поставленные геологические задачи.

2.3 Методика и техника геофизических работ

Проведение геофизических исследований на Мыльджинском месторождении будут производится в соответствии с руководящим документом РД 153-39.0-072-01 "Техническая инструкция по проведению геофизических исследования и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах" дата введения 2001-07-01.

Выбор методики и аппаратуры основывался на геофизической изученности по результатам предыдущих работ.

Каротаж методами ПС, БК, БКЗ, ИК, резистивиметрия будет производиться прибором К1А-723М. В БКЗ будет применен комплекс подошвенных градиент-зондов А8.0М1.0N; A4.0M0.5N; A2.0M0.5N, A1.0M0.1N, A0.4M0.1N, кровельным градиент-зондом N0.5M2.0A и кровельным потенциал-зондом N11M0.5A. Масштаб записи кривых ПС - 12,5 мВ/см, БКЗ - 2,5 Ом^.м/см, ИК - 20 мСм/см. Скорость записи - 2000 м/ч.

МКЗ, МБК, кавернометрия будут производиться прибором МК-Г с масштабом записи кривых МКЗ, МБК - 2,5 Ом^.м/см. Скорость записи - 1000 м/ч.

Для НКТ, ГК будет применяться прибор РК5-76 с масштабом записи кривых НКТ - 0,2 у.е./см, ГК - 0,5 мкр/ч/см. Скорость записи - 160 м/ч. Контрольная запись не менее 50м в продуктивной части разреза.

Каротаж ГГК-ЛП будет производиться прибором СГПЛ-73 "Каскад" со скоростью записи - 200 м/ч.

ВИКИЗ с ПС будет выполняться прибором ВИКИЗ с масштабом записи кривых ВИКИЗ - логарифмический (модуль 8 см), ПС - 12,5 мВ/см. Скорость записи - 2000 м/ч.

АК будет производиться прибором АКВ-1 с масштабом записи кривых АК - 10мкс/см. Скорость записи - 1000 м/ч.

Инклинометрия проводится прибором ИОН-1, позволяющим проводить как не прерывную запись, так и запись по точкам через 10 м. Скорость записи - 600 м/ч.

Кавернометрия будет выполняться прибором Кедр-80СКПД со скоростью записи - 2000 м/ч.

Для спуска и подъема скважинных приборов будет использоваться подъемник каротажный самоходный ПКС-3,5М, а для регистрации и обработки информационных сигналов - станция семейства КЕДР-02.

Подъёмник каротажный самоходный ПКС-3,5М

Подъёмник предназначен для проведения спуско-подъемных операций скважинной аппаратуры в процессе геофизического исследования нефтяных и газовых скважин глубиной до 3500 м. Подъёмник представляет собой единый кузов, установленный на шасси автомобиля УРАЛ 4320-1912-30, разделенный теплоизолирующей перегородкой на два отсека: лабораторный и лебёдочный.

Лабораторный отсек оборудован пультом управления, слежения и контроля за спускоподъёмными операциями.

Лебёдочный отсек укомплектован спускоподъёмным агрегатом, здесь же размещены агрегаты привода СПА и вспомогательное устьевое оборудование. Кроме того, отсек имеет конткйнеры для крепления и транспортирования скважинной аппаратуры.

Технические характеристики:

Наибольшая глубина исследования скважин	3500м
Наибольший диаметр каротажного кабеля, наматываемого на барабан спуско-подъемного агрегата (СПА)	12,5 мм
Вместимость барабана лебедки СПА	3500м
Максимальное тяговое усилие кабеля на первых двух рядах намотки барабана СПА	60 кН
Диапазон скоростей движения кабеля на среднем диаметре намотки на барабан лебедки СПА	от 80 до 10000 м/ч
Способ укладки кабеля	с помощью спулера
Тип привода лебедки СПА	механический
Питание электрических цепей:
Напряжение	220+22-33 В
Род тока	переменный
Потребляемая мощность	не более 3 кВт
Длина силового кабеля для подключения подъемника к системе электроснабжения буровой установки	50м
Габаритные размеры, не более:
Длина	9350 мм
Ширина	2500 мм
Высота	3600 мм
Масса полностью укомплектованного подъемника	17150 кг

Станция КЕДР-02

Лаборатория обеспечивает прием и обработку информационных сигналов (аналоговых и цифровых) поступающих по одножильному или трехжильному геофизическому кабелю от скважинной аппаратуры без наземных панелей, а также от датчика глубины импульсного типа и датчиков магнитных меток глубины.

Лаборатория в базовой конфигурации обеспечивает проведение ГИС методами радиоактивного, электрического, индукционного, акустического, электромагнитного и других видов исследований.

Станции семейства КЕДР-02 включает (рис. 13): блок геофизический (БГФ), блок коммутации (БК), плоттер, универсальный источник питания (УИП), источник бесперебойного питания (ИБП), блок глубины (БГ), датчик глубины импульсный (ДГИ-1), датчик меток глубины (ДМГ-1), компьютер.

Блоки БГФ, БК, УИП, плоттер подключаются к сети ~220В через источник бесперебойного питания.

Связь компьютера с аппаратной стойкой осуществляется по стандартному сетевому протоколу Ethernet, что обеспечивает высокую скорость обмена данными. Собранная информация хранится на жестком диске.

Управление процессами исследований, обработка информации и оперативная визуализация осуществляется при помощи установленного на компьютере программного обеспечения с интуитивно понятным интерфейсом. Программное обеспечение работает с пользователем в многозадачном диалоговым режиме под управлением операционной системы Windows - NT.

Программное обеспечение поддерживает:

- цифровую регистрацию параметров с одновременной визуализацией;

- визуализацию и обработку сохраненной ранее информации;

- хранение первичных данных в собственном формате, недоступном для редактировании оператором стандартными средствами операционной системы;

- обмен информацией в форматах LAS, LIS, PLIS на дискетах, на магнитооптических дисках или через стандартные каналы обмена;

- выдачу протокола работы на скважине с регистрацией времени и технологических параметров.

Аппаратура лаборатории выполнена в блочном исполнении, каждый блок представляет функционально законченное устройство (см. рис. 14).

Блок геофизический (БГФ) обеспечивает непрерывный автоматический сбор телеметрической информации от скважинного прибора и ее декодирование. БГФ также выполняет измерение глубины и ее коррекцию по магнитным меткам с учетом коррекции ролика, вычисляет скорость движения скважинного прибора, а также регистрирует натяжения кабеля. Лаборатория работает с датчиками глубины импульсного типа (Кедр ДГИ-1) или сельсином. При работе с сельсином он питается от самой лаборатории напряжением 12 В, при этом информация с него принимается без использования сельсин-приемника. Входные аналоговые сигналы оцифровываются быстродействующим 14-разрядным аналого-цифровым преобразователем с максимальной частотой выборок 3МГц. После этого сигнал поступает на вход сигнального процессора, где он декодируется и передается для регистрации на компьютер. Информация передается по стандартному сетевому протоколу Ethernet, что обеспечивает высокую скорость обмена данными и аппаратную независимость от типа применяемого компьютера. Кроме того, в БГФ находится источник управляющих напряжений (ИУН), представляющий собой источник постоянного тока с диапазоном выходного напряжения ±250 В и тока ±511 мА. Команды оператора на другие блоки транслируются также через БГФ по последовательному межблочному каналу обмена.

Универсальный источник питания (УИП), разработанный в фирме "Геофизмаш" является "самым универсальным" из всех известных в настоящее время источников питания геофизической аппаратуры. Он обеспечивает формирование стабилизированного постоянного, переменного (синусоидальной или прямоугольной формы) напряжения или тока, или смесь (переменный ток со сдвигом на постоянную составляющую).

Блок коммутации. Осуществляет необходимые коммутации между тремя жилами кабеля, двумя источниками питания и входами АЦП блока геофизического, а также формирует кодовые импульсы, необходимые для управления некоторыми скважинными приборами.

Плоттер. Представление результатов измерений и обработки информации в виде каротажных диаграмм обеспечивает термоплоттер со следующими параметрами:

Ширина бумаги:	210...216 мм.
Разрешающая способность:	200 точек/дюйм.
Скорость вывода:	0,8 м/мин.

Источник бесперебойного питания (ИБП) обеспечивает питание аппаратуры при сбоях питания. Емкости батареи достаточно, например, для работы прибора СРК-73 в течение 2 часов.

Программа ГЕОФИЗИКА

Это программа регистрации геофизических данных, входящая в программное обеспечение геофизической станции семейства Кедр-02 производства ЗАО "ГЕОФИЗМАШ" г. Саратова. Программа работает в операционных системах Windows 9Х, Windows NT4.0, Windows 2000.

В семействе Windows 9Х функциональные возможности программы ограничены (по сравнению с семейством Windows NT - нет возможности регистрации акустических данных, но есть возможность их просмотра.

Внешний вид

Основное окно программы ГЕОФИЗИКА

Проведение каротажа

Регистрация данных

Регистрация выполняется в следующей последовательности:

1. Выбрать прибор

Команда вызывает открытие диалогового окна Выбор прибора:

В этом окне нужно из имеющегося списка выбрать указателем мыши наименование требуемого прибора. После этого нужно подтвердить выбор, щелкнув по кнопке ОК для начала регистрации, или по кнопке Ввод тарировок вручную, для ввода тарировок.

2. Ввести тарировки, если ранее они не вводились, на выбранный прибор.

Диалоговое окно Выбор прибора после завершения выбора закроется и появится новое диалоговое окно Тарировки. В этом окне, прежде всего, нужно ввести номер прибора, для которого заносятся тарировки. После этого ввести численные данные для тарировочных коэффициентов. Если прибор многокомпонентный, то для каждого зонда в диалоговом окне Тарировки будет своя вкладка, со своими тарировками. Причём на каждой вкладке необходимо сначала указывать номер прибора.

Введённые тарировки запомнятся на компьютере, и в дальнейшем их можно будет просматривать и изменять.

Тарировки запоминаются для каждого из пользователей отдельно.

3. После ввода тарировок заново выбрать прибор и начать регистрацию.

Диалоговое окно Выбор прибора после завершения выбора закроется и появится новое диалоговое окно Выбор режима. В нём нужно выбрать (в зависимости от прибора): номер прибора, значение постоянной фильтрации и для многорежимных приборов конкретный режим измерения. Выбор подтверждается нажатием на кнопку ОК.

Диалоговое окно Выбор режима после этого закроется и появится новое диалоговое окно Выбор формы со списком имеющихся на данном компьютере форм отображения записей. После выбора подходящей формы нажимают на кнопку ОК.

Далее начинается непосредственно процесс регистрации данных от выбранного прибора.

Если для выбранного номера прибора отсутствуют тарировки, то после закрытия окна Выбор режима будет выведено предупреждение следующего вида:

Следует иметь ввиду, что при отсутствии тарировок будут регистрироваться кривые только в условных единицах. Пересчёт уже записанных кривых с новыми тарировками в программе Геофизика не предусмотрен.

После закрытия диалогового окна Выбор прибора наименование кнопки Выбор прибора на диалоговой панели изменится на Отключить прибор. Нажатие на неё приведёт к отключению прибора.

Причём, если регистрируемые данные не были записаны на жесткий диск командой Остановить запись, то появится окно предупреждения:

Если щелкнуть по кнопке ОК в этом окне, то прибор отключится. Если щелкнуть по кнопке Отмена, то отключение отменяется и оператору даётся возможность записать регистрируемые данные на диск.

4. После достижения заданного интервала глубины для начала новой записи подать команду Начать запись, а после окончания заданного интервала подать команду Остановить запись.

5. После окончания работы с прибором щелкнуть по кнопке Отключить прибор на диалоговой панели.

6. После окончания регистрации можно просмотреть полученные материалы, подав команду Считать данные.

Приборы работают с трехжильным каротажным кабелем.

Проведение геофизических исследований (ГИС) партией включает в себя подготовку к выезду на скважину, проезд до места проведения работ и обратно, подготовка скважины к проведению ГИС, проведение геофизических исследований, заключительные работы на скважине, заключительные работы на базе.

Подготовка к выезду на скважину

Любые виды геофизических исследований на скважинах проводятся по решению, согласованному между геологической службой заказчика и геолого-геофизической службой подрядчика.

Методы, результаты которых пересчитываются в физические единицы либо подвергаются количественной интерпретации, должны иметь метрологическое обеспечение. Эталонировка методов ГИС на метрологических установках, должна проводится не реже одного раза в три месяца и после каждого ремонта. Запись не эталонированной аппаратурой запрещается. Перед выездом на скважину производится проверка исправности аппаратуры ее комплектность, наличие эталонировок.

Разметку геофизического кабеля производят на установке УРС-1 через 10 м (двойные метки через 100 м), с нанесением тройных, четверных, пятерных контрольных меток. Разметка сопровождается актом на промер кабеля.

Перед выездом на скважину начальник комплексной партии и инженер оператор должны ознакомиться с геофизическими материалами предыдущих исследований.

Проезд на место проведения работ и обратно

Проезд производится по маршруту, указанному в путевом листе. Ответственным за проезд партии к месту работ и обратно является начальник комплексной партии.

При переездах строго соблюдаются меры безопасности, установленные для соответствующих видов транспорта, на которых осуществляется проезд партии к месту выполнения заявки и обратно.

Подготовка скважины к исследованиям

Комплексная партия выполняет исследования в соответствии с заявкой на проведение работ. Порядок приема и выполнения заявок регламентируется двусторонними договорными отношениями. В заявке указываются данные по скважине и название типового или специального комплекса ГИС. Заявка составляется геологической службой заказчика по утвержденной форме.

Заявка на проведение работ и акт готовности скважины вручается начальнику комплексной партии до выполнения работ на скважине, при отсутствии заявки либо акта на готовность скважины проводить исследования запрещается.

При проведении геофизических работ обязательно присутствие на скважине представителя заказчика, который несет ответственность за правильность выполнения технологических операций, связанных с непосредственным использованием скважинного оборудования.

Ствол скважины должен быть подготовлен для беспрепятственного прохождения приборов до объекта исследований и его беспрепятственного подъема после окончания работ. Подготовка ствола скважины осуществляется службами заказчика. Качество подготовки должно проверятся шаблонированием. Диаметр шаблона должен быть на 10 мм меньше минимального проходного отверстия и иметь длину не менее 2,5 м. Результаты шаблонирования должны быть документально оформлены в акте на готовность скважины.

Проведение геофизических исследований

Геофизические работы должны проводиться с соблюдением действующих инструкций по технике безопасности и санитарных правил по работе с РВ и ИИИ.

Запрещается проведение работ на скважине, не связанных с геофизическими исследованиями, выполнение работ при выбросах, неисправности герметизирующего устьевого оборудования, отсутствии освещения устья скважины в ночное время.

На скважине геофизическая партия выполняет программу исследований в зависимости от заказанного комплекса ГИС.

В начале спуска прибора выполняются операции по ручному проталкиванию прибора в скважину. Скорость спуска прибора в скважину не должна превышать 2500 м/час, скорость подъема - не более 2000 м/час, перед воронкой НКТ скорость прибора снижают до 500 м/час, последние 100 м кабеля выбирается из скважины вручную.

В процессе спуска прибора в скважину контролируется качество брони кабеля. Применять "срощенный" кабель запрещается.

При перезаделке кабельного наконечника на скважине ремонт в обязательном порядке оформляется актом на ремонт кабеля. К акту прилагается запись магнитных меток. Запись производится от первой двойной метки с остановкой кабельного наконечника на устье скважины.

При неоднократных остановках прибора на спуске выше подошвы интервала детальных исследований, дальнейшие работы прекращаются по согласованию с представителем заказчика.

Для подтверждения остановок прибора выполняются исследования "Определение положения элементов конструкции скважины (СК-ТС5)". В случае возникновения осложнений после выполнения части программы исследований, дополнительно к записям СК-ТС5, начальником партии совместно с представителем заказчиком составляется обоюдный акт на сокращение программы исследований по техническим условиям скважины, являющийся основанием для оплаты выполненной части объемов работ по факту. Акт составляется по установленной форме.