Конспект_2_продовження

Мікрофауністичний аналіз порід. Вивчення розрізів свердловин за наявною мікрофауною дозволяє виділяти не тільки світи, але і більш дрібні інтервали розрізу свердловини, аж до окремих горизонтів.

Спорово-пилковий аналіз порід. Метод полягає у вивченні та визначенні спор і пилку рослин, що зустрічаються в різних відкладах. Використовують для розчленування розрізів відкладів і особливо для палеогеографічних побудов.

Люмінесцентно-бітумінологічнкий аналіз порід заснований на вивченні характеру люмінесценції бітумінозних речовин і нафт, що знаходяться в гірських породах, при просвітленні їх ультрафіолетовими променями. Даний аналіз застосовується під час пошукових і розвідувальних робіт на нафту, для вивчення розрізів свердловин стосовно відношенні їх бітумінозності і для розчленування й кореляції геологічних розрізів за характером бітумів, що містяться в них.

Випробування пластів і відбір проб нафти, газу та води

Необхідно розрізняти розкриття об’єкта в процесі буріння свердловини і розкриття після закінчення її буріння.

При розкритті перспективних об’єктів і в наступний період відбувається зміна фільтраційних властивостей продуктивних пластів у навколосвердловинній зоні під впливом ряду факторів, які залежать від:

1)фізико-хімічних властивостей промивної рідини та часу її контакту з гірськими породами;

2)протитиску на пласт, що створюється буровим розчином у процесі його розкриття;

3)взаємодії фільтрату цементного розчину з поровим або тріщинним простором гірських порід;

4)зміна властивостей свердловинної зони під впливом охолодження пласта при бурінні та при взаємодії фільтрату з породою.

Радіальна фільтрація приводить до утворення глинистої кірки, зони кольматації або внутрішньої кірки та зони проникнення фільтрату. При інтенсивному заповненні порового або тріщинного просторів сторонньою речовиною відбувається неконтрольована зміна нафтогазопроникності, яка призводить до істотного зменшення нафтовіддачі.

Вибір об’єктів для випробування проводиться із залученням всього комплексу геологічних і геофізичних даних, отриманих як в даній свердловині, так і в інших свердловинах на площі. При цьому враховуються зони поглинання промивної рідини, провалів інструмента, газо-, нафто- і водопроявів.

Випробовування проводиться, як в процесі буріння, так і після обладнання вибою свердловини. Для випробування об’єктів в процесі буріння у відкритому стовбурі використовуються два способи випробування пластів:

випробовування пластів з пакерами на бурильних трубах і на каротажному кабелі.

Випробовувачі пластів дозволяють випробувати пласт через бурильні труби. Випробовувач забезпечує ізоляцію пласта від стовбура свердловини і створює різке зниження тиску на пласт, що забезпечує приплив флюїдів. Якість випробування з використанням випробувача пластів істотно залежить від

літології розрізу. В теригенній частині розрізу випробовувач дає менш надійні результати, ніж у щільних карбонатних породах.

При роботі випробовувача пластів на кабелі виконуються такі операції:

а) ізоляція невеликої випробовувальної ділянки на стінці свердловини від решти частини стовбура за допомогою селекторного притискного герметичного елемента;

б) сполучення порового простору випробовуваної ділянки породи з балоном для відбору проби і створення (при необхідності) дренажного каналу в пласті;

в) відбір проби рідини і газу із пласта в балон та її герметизація; г) вирівнювання тиску на ділянці відбору проби з гідростатичним, що

забезпечує безперешкодний підйом приладу.

Наявність припливу і зміна тиску при випробуванні контролюються та реєструються на поверхні за допомогою дистанційних датчиків.

На результати випробування у свердловинах обсаджених колонами істотно впливають умови розкриття пласта в процесі буріння, якість цементування, спосіб перфорації колони, спосіб виклику припливу в свердловину, способи обробки привибійної зони.

Надійне цементування колони забезпечує якісне випробування кожного із пластів. Всі випробування пластів проводяться згідно плану, в якому розписаний порядок операцій та основні їх технічні особливості.

Розкриття пласта перфорацією в обсаджених свердловинах є однією з важливих операцій при їх будівництві, оскільки від неї залежить подальший успіх випробування та отримання припливу пластового флюїду.

Назагал, при розкритті пластів перфорацією необхідно подолати шар свердловинної рідини (5–10 мм), стінку стальної труби (6–12 мм), товщину цементного каменю (в залежності від фактичного діаметра свердловини – 25–50 мм і більше), а також частково розкрити зони привибійної закупорки колектора, яка в залежності від типу колектора і впливу на нього негативних факторів в процесі буріння може досягати від 40–50 мм до 100–150 см і більше.

Для перфорації колон використовують стріляючі і гідропіскоструминні перфоратори різної конструкції. За останні роки знаходять все більше застосування свердлильні перфоратори та різні прорізувальні пристрої, які дозволяють утворювати в обсадних колонах та цементному камені різні щілини. У практиці знаходять застосування хімічне розчинення алюмінієвих або мідних затичок, які встановлюються в тій частині обсадної колони, що розміщується в інтервалі залягання продуктивних відкладів. Проте, основним видом перфорації на сьогодні є кумулятивна.

Щільність отворів при кумулятивній перфорації залежить від характеру колектора. Для добре проникних рихлих пластів робиться 6–10 отворів на 1 м інтервалу перфорації. Для неоднорідних колекторів щільність доводиться до 12–36 отворів 1 п.м.

Метод піскоструминної перфорації заснований на здатності струменю, насиченого піском, під великим тиском руйнувати як стальну колону, так і породу за колоною.

Похибка визначення глибини перфорації не повинна перевищувати 1м при глибині до 2000 м і 1,5 м при глибинах понад 2000 м.

Перед перфорацією устя свердловини повинно бути обладнане спеціальною перфораційною засувкою, а експлуатаційна колона разом з засувкою повинна бути опресована тиском, який приблизно на 25 % перевищує максимально очікуваний пластовий тиск.

Освоєння свердловини та виклик припливу рідини і газу з пласта проводять різними способами в залежності від характеру колекторів, режиму покладу і величини пластового тиску.

При високому пластовому тиску приплив рідини і газу зумовлюється пониженням тиску на продуктивний пласт шляхом заміни в свердловині бурового розчину на воду або на нафту. Якщо заміна бурового розчину на воду чи нафту не дає результатів, рівень понижується желонкою, свабом або компресором. Найбільш ефективним є компресорний спосіб, який забезпечує в короткий термін значне пониження рівня бурового розчину .

Заміну рідини проводять зворотною промивкою, тобто воду подають в затрубний простір, а буровий розчин витісняють на поверхню через колону НКТ.

Обробка привибійної зони пласта застосовується в тих випадках, коли немає припливу флюїдів із можливо продуктивних або водоносних горизонтів. З цією метою застосовуються різні методи відновлення первісних фільтраційних властивостей порід або їх покращення. Одні з них діють на всю фільтраційну систему пласта в пристовбурній зоні (метод гідромеханічного впливу), інші вибірково впливають на систему порода–флюїд хімічною дією, треті поєднують в собі фізико-хімічну дію. Окремим, надзвичайно важливим процесом покращення фільтраційних властивостей порід є гідравлічний розрив.

При гідророзриві в пласті під дією тиску, близького до гірського або більшого, утворюється тріщина, яка заповнюється відсортованим кварцовим піском або штучним зернистим матеріалом. Використання гідророзриву істотно підвищує ефективність розвідки, особливо покладів у слабкопроникних колекторах.

Кислотна обробка свердловин (КОС) заснована на здатності соляної кислоти розчиняти карбонатні породи і тому використовується для отримання припливу до вибою або підвищення його інтенсивності. Розчиняючи карбонатні породи, кислота створює каверни, розширює канали, по яких рідина чи газ поступає в свердловини і в декілька раз збільшує їх приплив.

Газотермохімічний метод дії при горінні порохового заряду навпроти пласта дає ефект за рахунок підвищення тиску при розширенні порохових газів, підвищенні температури в зоні горіння, фізико-хімічної дії порохових газів на породи-колектори.

Якщо із свердловини почне збільшуватись перелив рідини і на її поверхні з’явиться плівка нафти або бульбашки газу, то незважаючи на кількість прострілених отворів, потрібно відразу ж призупинити перфорацію і закрити засувку.

З початком фонтанування нафтою чи газом, роботи з виклику припливів призупиняються і засувка закривається. На усті свердловини встановлюється фонтанна арматура, відвідна труба, після чого засувка знову відкривається і фонтанування продовжується в спеціальні амбари або ємності до повного очищення стовбура свердловини від технічної рідини.

Геофізичні дослідження свердловин

Геофізичні дослідження та роботи у свердловинах (ГДРС) включають всі види геофізичних досліджень свердловин (ГДС), геолого-технологічні і геохімічні дослідження, роботи з перфорації та торпедування свердловин та інші. Матеріали ГДРС є одними із основних видів геологічної документації і повинні забезпечувати всебічне вивчення геологічного розрізу (літології, фізичних і колекторських властивостей гірських порід, нафтогазонасиченості тощо).

Геофізичні методи, які використовуються для вивчення геологічних розрізів свердловин, поділяються на електричні, магнітні, радіоактивні, акустичні, термічні та геохімічні. Найбільш поширеними є електричні та радіоактивні методи.

Електричні методи дослідження розрізів свердловин базуються на вивченні електричних властивостей гірських порід, до яких належать питомий електричний опір або електропровідність, абсолютна діелектрична проникність, природна електрохімічна активність та інші. При цьому виділяють методи позірного (уявного) опору, (метод потенціалів самочинної поляризації), методи опору заземлення і потенціалів зумовленої (викликаної) поляризації та діелектричні методи.

Методи позірного (уявного) опору. Цю групу методів складають стандартний електрокаротаж, бокове каротажне зондування, методи мікрозондів (мікрокаротаж), пластова нахилометрія, резистивіметрія.

При стандартному електрокаротажі зміну позірного опору з глибиною досліджують за допомогою стандартних градієнт-зонда А2.0М0.5N і потенціалзонда А0.5М6.0N та використовують для розчленування розрізів, оцінки літології, виділення опорних горизонтів та нафто- і газоносних об’єктів.

Бокове електричне зондування (БКЗ), проводять у продуктивній частині розрізу та використовують для визначення питомого електричного опору незабрудненої частини пласта і зони проникнення фільтрату бурового розчину, оцінки радіуса зони проникнення, пористості та нафтогазонасиченості.

Мікрокаротаж (МК) або мікрокаротажне зондування (МКЗ) дає змогу вивчати розрізи, представлені пластами малої товщини, що забезпечується малими розмірами зондів і щільним притисненням ізольованої пластини з електродами до стінки свердловини. Наявність фільтрату бурового розчину у пристовбурній зоні пласта ускладнює одержання даних про характер газонафтонасиченості пласта, але метод мікрозондування дає змогу одержати детальне розчленування розрізу свердловини, виділити колектори й оцінити їх пористість.

Метод резистивіметрії (РЕЗ) застосовують для визначення питомого електричного опору бурового розчину при бурінні та експлуатації випробуванні свердловин з метою кількісної інтерпретації даних електрокаротажу, визначення мінералізації пластових вод за допомогою методів самочинної поляризації, установлення місць припливів і швидкості фільтрації підземних вод, виділення інтервалів поглинання бурового розчину в свердловині, місць руйнування обсадних колон та ін.

Метод потенціалів самочинної поляризації (ПС) використовують для визначення характеристик гірських порід за даними вимірювань потенціалів електричних полів, що виникають в них самочинно.

Метод потенціалів самочинної поляризації проводиться одночасно з реєстрацією уявного опору і застосовується для розчленування розрізу свердловин, виділення у розрізі глинистих порід і колекторів, визначення мінералізації пластових вод, оцінки пористості колекторів, визначення місця прориву прісної води в свердловину тощо.

Методи опору заземлення базуються на існуючій різниці у значеннях питомих електричних опорів гірських порід. Існує декілька модифікацій методу, найбільш поширеними серед яких є боковий каротаж, мікрокаротаж і дивергентний каротаж.

Боковий каротаж (БК) проводять для детального розчленування розрізу, вивчення літології, пористості і проникності порід, визначення параметрів зони проникнення, фільтрату бурового розчину і характеру насичення пластів.

Боковий мікрокаротаж (БМК) використовують для уточнення границь і товщин пластів, визначення літології розрізів і виділення колекторів. Цей метод у комплексі з іншими геофізичними методами дає змогу оцінити пористість, глинистість і нафтогазонасиченість колекторів.

Дивергентний каротаж (ДК) грунтується на вивченні електропровідності гірських порід. На основі його результатів можна розв’язувати задачі розчленування розрізу, визначення його літології, виділення колекторів тощо.

Методи потенціалів викликаної поляризації (ВП) базуються на вивченні штучних вторинних стаціонарних електричних полів, походження яких пов’язується з фізико-хімічними процесами, що відбуваються в породах внаслідок дії електричного струму на поверхні розділу твердої та рідкої фаз.

Індукційний каротаж грунтується на вивченні вторинного електромагнітного поля середовища, створеного джерелом електричного свердловинного приладу. На основі даних індукційного каротажу здійснюють розчленування розрізу свердловин за питомим електричним опором порід, виділення водо- і нафтогазоносних горизонтів. Результати індукційного каротажу у комплексі з іншими методами дають змогу оцінити коефіцієнти анізотропії пластів.

Радіоактивні методи. Радіоактивні методи поділяються на методи реєстрації природних радіоактивних випромінювань гірських порід і методи реєстрації вторинних випромінювань, пов’язаних з опроміненням гірських порід з допомогою спеціальних джерел (гамма-квантів і нейтронів), розміщених у свердловинному приладі. Важливою перевагою більшості ядерних методів є можливість їх застосування як у необсаджених колоною, так і обсаджених свердловинах.

Із радіоактивних методів найбільш розповсюдженими є гаммакаротаж

(ГК), нейтронний гамма-каротаж (НГК), нейтрон-нейтронний каротаж (ННК), в меншій мірі – гамма-гамма-каротаж (ГГК).

Гамма-каротаж заснований на вивченні інтенсивності природного - випромінювання, що виникає при розпаді радіоактивних елементів, розсіяних у

гірських породах. Підвищена радіоактивність характерна для глин і глинистих осадів. Значно меншою інтенсивністю радіоактивності характеризуються піски, пісковики, доломіти і вапняки. Ще меншу радіоактивність мають гіпси, галіт, вугілля та ангідрит.

У комплексі з даними інших геофізичних досліджень результати природного гамма-випромінювання використовуються для літологічного розчленування розрізів свердловин, їх кореляції, виділення порід – колекторів, оцінки глинистості порід, виявлення в розрізі свердловини радіоактивних руд, дослідження якості цементації заколонного простору і висоти підйому цементу тощо.

Нейтронний гамма-каротаж грунтується на вивченні інтенсивності вторинного гамма-випромінювання, розсіяного гірською породою або нейтронного випромінювання (нейтрон-нейтронний каротаж), при опроміненні її нейтронами (рис. 10.3).

Нейтронні методи застосовують для літологічного розчленування розрізів, виділення колекторів, оцінки пористості порід, визначення водонафтового, газоводяного і газонафтового контактів, визначення характеру насичення пластів, ступеня їх обводнення і швидкості руху пластових вод в родовищі, вивчення технічного стану свердловини, контролю гідравлічного розриву пластів, уточнення глибини перфорації колон.

Основними модифікаціями імпульсних і нейтронних радіоактивних методів є імпульсний нейтрон-нейтронний каротаж (ІННК) і імпульсний нейтронний гамма-каротаж (ІНГК). За допомогою цих методів каротажу розв’язують такі ж задачі, як і нейтронним гамма-каротажем або нейтроннейтронним каротажем. Однак при високій мінералізації пластових вод імпульсний нейтрон-нейтронний метод дає змогу визначити коефіцієнт нафтонасиченості колекторів і стежити за поточним нафтонасиченням пластів родовищ, які знаходяться в розробці.

Гамма-гамма каротаж базується на вимірювання інтенсивності штучного гамма-випромінювання, розсіяного елементами гірської породи під час їх опромінення потоком гамма-квантів.

Дозволяє проводити розчленування геологічних розрізів, визначення густини та пористості порід, відбивку муфт на обсадних колонах, контроль якості колон і їх цементування та рівня рідини в свердловинах.

Результати досліджень гамма-гамма-методу селективного використовують для вирішення різних завдань з пошуків твердих корисних копалин.

Акустичні методи. Акустичні методи геофізичних досліджень у свердловинах грунтуються на вивченні пружних властивостей гірських порід при розповсюдженні в них пружних деформацій. Швидкість поширення пружних хвиль у гірських породах залежить від мінералогічного складу, пористості, структури порового простору, типу флюїду й тісно пов’язана з літолого-петрографічними властивостями порід. Акустичний каротаж застосовується для літологічного розчленування розрізів свердловини, визначення пористості порід, характеру насичення колекторів, виділення в розрізі тріщинно-кавернозних зон, інтерпретації результатів сейсморозвідки та розв’язання інших задач.

Методи дослідження технічного стану свердловини

Для дослідження технічного стану свердловин застосовують комплекс різних геофізичних методів.

Інклінометрія (ІНКЛ) використовується для вимірювання кута і магнітного азимута викривлення стовбура свердловини. Кут нахилу стовбура (зенітний кут) свердловини визначається між вертикаллю та фактичним напрямком осі стовбура свердловини. Магнітний азимут викривлення характеризується кутом у горизонтальній площині між напрямком на магнітний північ і напрямком горизонтальної проекції осі свердловини.

Кут і азимут викривлення свердловин вимірюють інклінометрами з дистанційним електричним заміром, фотоінклінометрами і гіроскопічними інклінометрами.

За результатами систематичних замірів кута і азимута викривлення на різних глибинах свердловини будують інклінограми – проекції стовбура свердловини на горизонтальну і вертикальну площини.

Кавернометрія використовується для визначення усередненого діаметра свердловини. Для вимірювань застосовують каверноміри, за допомогою яких записують криву зміни діаметра свердловини з глибиною (кавернограму).

Максимальна похибка вимірювання діаметра свердловин становить 10 мм при діапазоні вимірювань від 70 до 760 мм.

Профілеметрія використовується для визначення діаметра свердловини у двох взаємно перпендикулярних площинах, що дає змогу оцінювати форму поперечного перерізу стовбура свердловини. Якщо діаметри свердловини у двох взаємно перпендикулярних площинах суттєво відрізняються, то це свідчить про наявність жолобних виробок або інших порушень форми стовбура свердловини.

Кавернометрія і профілеметрія застосовуються для визначення розмірів і форми стовбура свердловини, уточнення свердловинних умов при інтерпретації результатів окремих геофізичних методів, контролю за станом стовбура свердловини під час буріння. За результатами досліджень проводиться розрахунок об’єму затрубного простору при визначенні кількості цементу, необхідного для цементування обсадних колон, виявлення колекторів за наявність глинистої кірки тощо.

Методи оцінки якості цементування свердловини використовуються для визначення параметрів, що характеризують якість розмежування пластів і герметичність затрубного простору. Найбільш поширеними є методи термометричного, радіоактивного та акустичного контролю якості цементування.

Методи контролю технічного стану обсадних колон використовують для виявлення вм’ятин, тріщин, місць порушення герметичності, обривів по тілу труби та інших дефектів.

Відомо чимало методів і приладів для визначення дефектів в обсадних колонах. Це прямі методи контролю – оптичний, акустичний, електромеханічний, механічний, магнітний, індукційний, метод розсіяного

гамма-випромінювання та непрямі методи – резистивіметрія, термометрія, метод радіоактивних ізотопів.

Геофізичні дослідження та роботи у нафтогазових свердловинах виконуються згідно галузевого стандарту України від 10.01.2000 р.

У залежності від завдань, що вирішуються ГДРС, виділяються загальні,

детальні та спеціальні дослідження:

–загальні виконуються скороченим (основним) комплексом ГДС по всьому стовбуру свердловини;

–детальні дослідження виконуються розширеним комплексом ГДС (основним і додатковим) в перспективних на нафту і газ інтервалах;

–спеціальні дослідження виконуються в окремих пластах або цільових інтервалах за спеціальними технологіями.

Загальні дослідження розрізу свердловин повинні забезпечувати:

–поділ розрізу на пласти, їх прив’язку по глибині вздовж осі свердловини

іза абсолютними позначками;

–поділ розрізу на літолого-стратиграфічні комплекси та типи (теригенний, карбонатний, хемогенний, вулканогенний, кристалічний тощо);

–виділення стратиграфічних реперів;

–прив’язку відібраного керна по глибині;

–літологічне вивчення розрізу;

–інформаційне забезпечення інтерпретації наземних геофізичних польових досліджень (сейсморозвідки, електророзвідки, граві-магніторозвідки);

–попередню оцінку нафтогазоперспективності розрізу та колекторських властивостей гірських порід;

–визначення просторового розміщення вибою свердловини.

Детальні дослідження в комплексі з іншими геолого-геофізичними даними повинні забезпечувати:

–розчленування досліджуваного розрізу на пласти з максимальною детальністю, їх прив’язку по глибині та абсолютних позначок;

–визначення літотипів виділених пластів;

–виділення колекторів та оцінку їх фільтраційно-ємнісних властивостей;

–якісну та кількісну характеристику флюїдонасичення, встановлення міжфлюїдальних контактів і границь перехідних зон.

Детальні дослідження в опорних і параметричних свердловинах виконуються у невивченій частині розрізу та у передбачуваних нафтогазоперспективних інтервалах; у структурних, пошукових, розвідувальних свердловинах – у перспективних інтервалах; в експлуатаційних свердловинах – у продуктивних інтервалах.

Спеціальні види та технології ГДС у свердловинах всіх категорій застосовують в окремих найбільш перспективних пластах та в інтервалах суцільного відбору керна для уточнення фазового стану флюїдів і положення міжфлюїдних контактів, контролю випробувань у колоні та заходів з інтенсифікації припливів, отримання опорної інформації для побудови петрофізичних моделей та детальної прив’язки керна до каротажних матеріалів.

На основі результатів інтерпретації матеріалів ГДРС пошуковорозвідувальних та експлуатаційних свердловин з використанням петрофізичної

та іншої геолого-геофізичної інформацій розвідувальної площі (родовища) проводиться оцінка та підрахунок запасів нафтогазових родовищ.

Комплексна інтерпретація матеріалів ГДРС повинна забезпечити:

–детальне стратиграфічне та літологічне розчленування і кореляцію розрізів, побудову кореляційних схем;

–виділення у розрізі свердловин колекторів всіх типів і визначення їх параметрів;

–побудову інтерпретаційних моделей з врахуванням матеріалів петрографічних досліджень;

–розподіл колекторів на продуктивні та водоносні, а продуктивних – на газота нафтоносні;

–визначення положень міжфлюїдних контактів шляхом міжсвердловинної кореляції, ефективних газонафтоносних товщ;

–визначення та узагальнення по пластах (покладах) коефіцієнтів пористості, газонафтонасиченості, проникності, витіснення, оцінку неоднорідності пластів (покладів, об’єктів);

–підрахунок запасів нафти та (або) газу;

–визначення пластових тисків та температур;

–прогнозування потенційних дебітів;

–прогнозування геологічного розрізу у навколосвердловинному та міжсвердловинному просторі.

ГЕОЛОГІЧНЕ ДОКУМЕНТУВАННЯ СВЕРДЛОВИН ТА РОДОВИЩ

Основні геологічні документи при бурінні, випробуванні та експлуатації свердловин

Будівництво свердловин складається з робіт різного виду. Основними є монтування наземного обладнання, буріння, кріплення стовбуру свердловини, випробування і передача в експлуатацію, консервацію або ліквідацію в залежності від отриманих результатів. Вказані роботи обов’язково документуються. Документи складають і оформляють різні фахівці, в чому числі геологи, бурильники, геофізики, маркшейдери. Перелік всіх документів великий, тому вони характеризуються за групами.

1.Документи, які складаються перед бурінням свердловини: акт на видачу точки для будівництва свердловини; акт про закладання свердловини; геолого-технічний наряд.

2.Документи, які складаються в процесі буріння свердловини: акт про початок буріння свердловини; акт контрольних вимірів бурового інструменту на свердловині; буровий вахтовий журнал; добовий рапорт бурового майстра; акти про аварії при бурінні і виконання робіт з їх ліквідації; акт про виконання робіт з ліквідації ускладнень на буровій; план спуску і цементування обсадної колони; акти про спуск обсадної колони та її цементування; акт про опресування колони; акт на встановлення цементного моста; акт з випробування свердловини випробовувачем пластів в процесі буріння; журнал замірів параметрів бурового розчину; геологічний журнал; акт на закінчення буріння тощо.

3. Документи з випробовування та освоєння свердловини: акти про заміри відстані від муфти обсадної колони до стовбура ротора; акт про обладнання устя свердловини; акт про спуск насосно-компресорних труб; акт про початок освоєння горизонту; акт про випробовування горизонту на приплив нафти (води); акт про дослідження газоносного горизонту; акт про закінчення освоєння інтервалу; журнал з випробування свердловини; акти огляду свердловини запланованої до ліквідації; акти про консервацію і ліквідацію свердловини; паспорт свердловини, акт на передачу свердловини в експлуатацію.

Основними документами при закладанні свердловини є акти на видачу точки і закладання свердловини та геолого-технічний наряд. Після затвердження цих документів керівними організаціями геолог разом з маркшейдером переносить проектну точку на місцевість і видає її представникам організацій, які будуть бурити свердловину.

Геолого-технічний наряд складається на підставі типового (зведеного) розрізу відкладів і практики буріння сусідніх свердловин.

Геолого-технічний наряд вивішують на видному місці. Перед початком буріння проводиться пускова конференція. Геолог ознайомлює бурову бригаду з метою і задачами буріння свердловини, її проектним розрізом, можливими ускладненнями під час буріння тощо. При цьому звертається увага бурової бригади на заходи з охорони надр і довкілля. Пускова конференція оформляється протоколом, який зберігається у справі свердловини.

Належне ведення документації забезпечує отримання достовірних даних про геологічну будову розвідуваної площі і виявлених всіх продуктивних горизонтів, тому геолог зобов’язаний контролювати правильність та своєчасність складання всіх вказаних документів.

Під час буріння експлуатаційних свердловин зазвичай заводять справу, до якої докладають всі документи, пов'язані з проектуванням, бурінням і дослідженням свердловин. При передачі свердловини в експлуатацію складають її паспорт, в якому вказують дати початку і закінчення процесу буріння та відомосі про геологічний розріз, товщину пластів, конструкцію свердловини, інтервали перфорацій, результати досліджень, а також опис всіх аварії і ускладнень, які виникли в процесі її буріння.

У процесі експлуатації свердловини в паспорт заносять результати всіх технологічних операцій, сумарний видобуток нафти чи газу по свердловині, а також всі дані геологічного і технічного характеру.

Зазвичай до справи свердловини докладають такі документи:

1)технічний проект на буріння свердловини;

2)акт про перенесення з плану на місцевість точки закладання свердловини;

3)акт про закладання свердловини;

4)акт про готовність свердловини до буріння;

5)геолого-технічний наряд;

6)акт про початок буріння;

7)буровий вахтовий журнал по свердловині;

8)акт про контрольні заміри бурового інструменту;

9)журнал параметрів глинистого розчину;