ПРАВИЛА
РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

СОГЛАСОВАНО Мингазпромом СССР 3 июня 1969 года, Миннефтепромом СССР 4 марта 1969 года, Мингео СССР 20 февраля 1969 года.     

УТВЕРЖДЕНО Госгортехнадзором СССР 6 апреля 1970 года.

РАЗДЕЛ I

ПОДГОТОВКА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
К РАЗРАБОТКЕ

Глава 1

Классификация газовых и газоконденсатных месторождений (залежей)

§ 1. По сложности геологического строения продуктивных горизонтов газовые и 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 на 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.

§ 4. По наличию или отсутствию конденсата месторождения подразделяются на:

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

б) газоконденсатные, из 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 см/м;

II группа, с малым содержанием - от 10 до 150 см/м;

III группа, со средним содержанием - от 150 до 300 см/м;

IV группа, с высоким содержанием - от 300 до 600 см/м;

V группа, с очень высоким содержанием - свыше 600 см/м.

§ 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 пластового давления.

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

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

б) залежи с нефтяной оторочкой промышленного значения.

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

а) низкодебитные - до 25 тыс.м/сут;

б) малодебитные - 25-100 тыс.м/сут;

в) среднедебитные - 100-500 тыс.м/сут;

г) высокодебитные - 500-1000 тыс.м/сут;

д) сверхвысокодебитные - свыше 1000 тыс. м/сут.

§ 9. По величине начальных пластовых давлений выделяются залежи:

а) низкого давления - до 6 МПа;

б) среднего давления - от 6 до 10 МПа;

в) высокого давления - от 10 до 30 МПа;

г) сверхвысокого давления - свыше 30 МПа.

Глава 2

Основные требования, предъявляемые к разведке газовых
и газоконденсатных месторождений

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

§ 11. Подсчет запасов газа и конденсата газовых и газоконденсатных месторождений производится объемным методом или по падению давления по данным опытно-промышленной эксплуатации.

§ 12. Степень разведанности газовых и газоконденсатных 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 и по площади;

г) определено положение контактов газовых и газонефтяных залежей;

д) определены характерные структурные и геометрические особенности строения залежи.

§ 14. При разведке газовых и газоконденсатных месторождений необходимым условием является максимальное сокращение сроков разведки, получение необходимых показателей для подготовки месторождений к опытно-промышленной эксплуатации и последующей передачи их в разработку, что должно обеспечиваться:

а) совмещением этапов разведки и 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 газоводяного контакта расчетным путем;

д) осуществлением бурения скважин для доказательства отсутствия нефтяных оторочек промышленного значения;

е) применением наиболее рациональных комплексов промысловых и геолого-геофизических исследований скважин, обеспечивающих получение необходимых параметров для проектирования опытно-промышленной эксплуатации и разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

Глава 3

Геолого-промысловые исследования в разведочных скважинах,
необходимые для получения исходных данных для проектирования
опытно-промышленной эксплуатации и разработки газовых
и газоконденсатных месторождений

§ 15. По разведочным скважинам производится:

а) изучение литолого-стратиграфического разреза по керну, шламу, образцам, отобранным боковым грунтоносом, и путем геолого-геофизических исследований;

б) выявление в разрезе продуктивных горизонтов;

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

г) изучение покрышек;

д) определение начального положения газоводяного и газонефтяного (в нефтегазовых залежах) контактов;

е) 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 не 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.

 скважин использование конденсата и других попутных компонентов.

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

§ 68. Для получения горного отвода газодобывающее предприятие (объединение, ГПУ, НПУ) должно представить в территориальные органы госгортехнадзора заявку за подписью управляющего газодобывающим предприятие

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 на устье (образцовыми манометрами) и определение забойного давления (глубинными манометрами или расчетом) при различных режимах работы скважины;

г) снятие кривых стабилизации давления и кривой нарастания давления;

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

е) определение количества и состава выносимой воды и твердых примесей при различных дебитах 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), производятся:

а) откачка воды до постоянства химического состава;

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