Для изучения нефтегазоносности вскрытого скважиной геологического разреза в ней проводят специальные исследования. Их объем, задачи и методы проведения зависят от целевого назначения скважины. В поисковой скважине исследования направлены на решение следующих задач: определение нефтегазоносности отдельных интервалов и предварительную оценку их промышленной значимости. Исследования, выполняемые в разведочной скважине, должны обеспечить получение достаточно достоверных данных для подсчета запасов и последующего проектирования системы разработки месторождения. В эксплуатационной скважине основная цель исследований - определение эксплуатационных характеристик пласта.
В исследовании скважин применяют ряд методов оценки продуктивности разреза, которые можно подразделить на две группы - косвенные и прямые. Методы, отнесенные к первой группе, позволяют получить характеристики, косвенным образом указывающие на возможность присутствия нефти или газа в исследованном интервале. К косвенным методам относятся оперативный геологический контроль в процессе бурения и геофизические методы исследования в скважине. Прямые методы базируются на непосредственных свидетельствах о присутствии нефти или газа (отбор пробы, получение притока и т.д.). Прямые методы осуществляют вызовом притока нефти или газа из пласта.
Для изучения геологического разреза по скважине широко применяют геофизические методы исследования. Они включают различные виды скважинного каротажа: электрический, радиоактивный, ядерно- магнитный, акустический и др. Геофизические методы применяют для изучения геологического разреза, выделения интервалов пористых и проницаемых пород, определения свойств коллекторов. Эти методы используют для промышленной оценки месторождения.
|
Наиболее полная информация об исследуемых и о выявленных продуктивных пластах может быть получена при использовании прямых методов, т.е. основанных на вызове притока из пласта. В задачу исследования прямым методом входят такие вопросы, как выявление возможности получения притока нефти или газа из исследуемого объекта, отбор проб пластовой жидкости для изучения ее состава и свойств, установление соотношения компонентов в пластовом флюиде, оценка возможного дебита из исследуемого объекта, измерение пластового давления, получение исходных данных для первоначальной оценки коллекторских свойств объекта, вскрытого скважиной.
По режиму работы пласта эти методы подразделяются на стационарные и экспресс-методы. При стационарных методах исследование ведут на установившемся режиме фильтрации. К ним можно отнести метод пробной эксплуатации, когда наблюдения ведутся в течение длительного времени (до месяца и более), и метод установившихся отборов, когда наблюдения и замеры проводят на нескольких режимах, доведенных до стабилизации притока. Стационарные методы позволяют получить характеристику пласта и эксплуатационных возможностей скважины, но не позволяют судить о степени снижения проницаемости ПЗП.
На проведение исследований по экспресс-методу затрачивается значительно меньше времени. Экспресс-метод заключается в контроле за восстановлением давления в ограниченном объеме, сообщающемся с объектом, после вызова притока из последнего. Иногда в малодебитных скважинах применяют экспресс-метод исследо
|
вания на приток, когда его контролируют по восстановлению уровня жидкости в скважине, сниженного в результате отбора жидкости из ствола.
По технологии, применяемым техническим средствам и объему получаемой информации исследования по экспресс методу можно подразделить на испытание и опробование. При проведении испытаний ставятся более широкие задачи, чем при опробовании. При опробовании пласта ограничиваются вызовом притока, отбором пробы пластового флюида и ориентировочным определением его дебита.
В настоящее время практикуются два способа исследований в скважине: снизу вверх и сверху вниз.
При исследовании по способу снизу вверх скважину доводят до проектной глубины, закрепляют обсадной колонной, которую затем цементируют. Испытание начинают с самого нижнего объекта. В его интервале обсадную колонну перфорируют и осуществляют вызов притока. Отбирают пробы пластовой жидкости и проводят необходимые измерения.
После завершения испытания нижнего объекта выше перфорированного участка создают цементный мост или устанавливают резиновый тампон, выдерживающий перепад давления до 20 - 25 МПа. Затем перфорируют обсадную колонну против следующего (вышерасположенного) объекта, испытывают его и подобным образом последовательно все последующие объекты, перемещаясь снизу вверх. Отсюда и сам способ получил название снизу вверх. Этот способ широко применяли достаточно давно и продолжают применять и в настоящее время, отмечая в то же время ряд его существенных недостатков: загрязнение в открытом стволе пройденных объектов при добуривании скважины; искажение результатов исследования, а иногда и пропуски продуктивных горизонтов с низким пластовым давлением; необходимость спуска и цементирования обсадной колонны, которая в данном случае необходима для разобщения опробуемых объектов; повышение расходов на строительство скважины, вызванных дополнительными затратами на крепление скважины.
|
Устранение отмеченных недостатков этого способа исследования объектов привело к созданию специальных измерительных инструментов, которые позволили опробовать и испытать каждый объект в открытом стволе скважины сразу же после вскрытия и отказаться от спуска обсадной колонны. С созданием таких инструментов появился новый способ, получивший название способа сверху вниз.
В его техническом оснащении имеются различные скважин- ные инструменты, которые по конструктивному исполнению, особенностям применения и назначению можно подразделить на три типа: пластоиспытатели, спускаемые в скважину на колонне бурильных или насосно-компрессорных труб; аппараты, сбрасываемые
внутрь колонны бурильных труб сразу после вскрытия при бурении намеченного объекта; аппараты, спускаемые в скважину на каротажном кабеле.
Наиболее полную информацию об исследуемом объекте получают с помощью пластоиспытателя на колонне труб. Аппараты второго и третьего типов позволяют осуществить только опробование пласта, поэтому их часто называют опробователями.
Опробователь, сбрасываемый внутри бурильной колонны, позволяет вызывать приток сразу после вскрытия исследуемого объекта и отбирать пробу пластовой жидкости. Для использования данного метода над долотом устанавливают специальное пакерующее устройство.
В отсутствие пробоотборника пакерующий элемент сжат и не препятствует проходу бурового раствора по затрубному зазору (рис. 11.3, I). После спуска пробоотборника в пакерующее устройство открываются каналы, по которым буровой раствор под давлением подается под пакерующий элемент и вызывает его расширение вплоть до полного контакта со стенками ствола скважины и перекрытая кольцевого зазора. Таким образом, происходит изоляция призабойной части скважины (рис. 11.3, II). С повышением давления внутри бурильных труб в пробоотборнике открывается клапан, и давление в подпакерной зоне резко падает, вызывая приток пластового флюида (рис. 11.3, III). Он поступает в пробоотборник, одновременно регистрирующим манометром записывается кривая восстановления давления (в некоторых конструкциях предусмотрена подача сигнала от манометра на поверхность по кабелю). По истечении времени, отведенного на опробование, давление в бурильной колонне снижают, что приводит к закрытию клапана пробоотборника и постепенному возвращению пакера в исходное положение. Пробоотборник поднимают с помощью кабеля и захвата (овершо- та) на поверхность, и бурение продолжается. В некоторых случаях пробоотборник извлекают на поверхность вместе с бурильной колонной.
Пробоотборник, спускаемый на каротажном кабеле, применяют в тех случаях, когда необходимо исследовать пласт на отдельных уровнях, например, для прослеживания изменения проницаемости по мощности пласта, определения положения водонефтяного контакта и т.п. После подъема бурильной колонны пробоотборник спускают в скважину на заданную глубину (рас. 11.4,1). С поверхности по кабелю в виде электрическрго импульса подают команду на выдвижение упорного башмака. Он прижимает к ограниченному участку стенки ствола скважины уплотнительную подушку, которая изолирует не
большую площадь открытой поверхности пласта. По команде с поверхности взрывают кумулятивный заряд, и в изолированной чести пласта образуется канал, по которому пластовый флюид поступает в нижнюю емкость опробователя (рис. 11.4, II). Регистрирующий манометр записывает восстановление давления в емкости по мере ее заполнения. Срабатывание гидравлической системы пробоотборника в конце исследования приводит к закрытию входного клапана емкости, в результате отобранная проба запирается, снимается избыточное давление под прижимным башмаком, и под действием пружины он возвращается в транспортное положение (рис. 11.4, III). Пробоотборник извлекают на поверхность.
Рис. 11.3. Этапы работы опробователя, сбрасываемого внутрь бурильной колонны:
1 - шлипсовая головка; 2 - грунтоноска; 3 - седло запорного устройства; 4 - впускное окно; 5 - отсекатель;6 - пакерующее устройство; 7 - нижнее седло опробователя; 8 - впускной клапан; 9 – долото
Рис. 11.4.Этапы работы пробоотборника на кабеле:
1 - верхний заряд и заглушка; 2 - дифференциальный возвратный поршень;
3 - нижний заряд и заглушка; 4 - прижимная лапа; 5 - герметизирующая накладка; 6 - кумулятивный заряд; 7 - впускной клапан; 8 - баллон
11.7. Испытатели пластов
Полную информацию о пласте, насыщающих его флюидах и параметрах пласта (давлении, продуктивности, проницаемости) можно получить при оценке перспективных интервалов в процессе бурения с помощью испытателей пластов.
Из экспресс-методов прямых поисков залежей нефти и газа, применяемых при исследованиях в скважине, наибольшее распространение получил метод с использованием испытателя пластов, спускаемого на колонне труб. Его применяют для испытания объек-
тов сразу после их вскрытия, и поэтому при соблюдении правильной технологии испытания он позволяет получить наиболее достоверную оценку продуктивности разреза.
Испытатель пластов применяют и в обсаженных скважинах, в частности, при освоении пластов с низким пластовым давлением, для очистки призабойной зоны, для испытания обсадных колонн на герметичность и выявления в них участков нарушения герметичности и при других работах, когда в ограниченном объеме ствола скважины надо создать депрессию.
Современный пластоиспытатель представляет собой совокупность инструментов, аппаратов и приборов, скомпонованных воедино для выполнения функций, необходимых при испытании пласта и проведении измерений. Пластоиспытатель существующей конструкции называется комплектом испытательных инструментов (КИИ). Разработкой надежной конструкции КИИ в нашей стране занимались давно. Наиболее удачные конструкторские разработки относятся к середине 50-х годов, когда в УфНИИ была создана конструкция испытателя пластов с гидравлическим реле времени. Применяющиеся ныне комплекты пластоиспытателей разработаны совместно бывшими Грозненским и Уфимским нефтяными научно-исследовательскими институтами и носят название КИИ-ГрозУфНИИ. Имеется несколько типоразмеров пластоиспытателей, которые охватывают весь диапазон диаметров скважины от 76 до 295,3 мм (табл. 11.1).
Гидравлический испытатель пластов - главное звено пластоиспы- тателя. Он оснащен уравнительным и приемным клапанами. Уравнительный клапан в открытом состоянии обеспечивает гидравлическую связь между подпакерным и надпакерным пространствами, уравнивая в них гидростатическое давление, а также служит для
пропуска жидкости при спуске и подъеме КИИ во избежание эффекта поршневания. По истечении определенного промежутка вре<- мени после закрытия уравнительного клапана срабатывает специальное гидравлическое реле времени, управляющее приемным клапаном. Он открывает доступ пластовому флюиду в бурильную колонну над пластоиспытателем. Реле времени срабатывает под воздействием сжимающей нагрузки, возникающей при частичной разгрузке бурильной колонны на забой (на 60—120 кН). По окончании испытания под действием растягивающего усилия приемный клапан закрывается.
Запорный поворотный клапан закрывается вращением бурильной колонны с поверхности и служит для перекрытия проходного канала в бурильную колонну. После его закрытия записывается процесс восстановления давления в под- пакерном пространстве. Имеются одно - и многоцикловые запорно-поворотные клапаны.
Циркуляционный клапан вводят в комплект над запорным поворотным клапаном для возобновления циркуляции бурового раствора по стволу скважины. Для его срабатывания необходимо, чтобы давление внутри бурильной колонны на 7 - 10 МПа превышало внешнее гидростатическое давление.
В комплект КИИ входит также несколько глубинных манометров; их помещают в приборном патрубке и устанавливают в различных узлах для записи изменения давления. Одновременное использование нескольких манометров позволяет контролировать достоверность полученной информации об изменении давления и надежность срабатывания систем пластоиспытателя. Проверку осуществляют сопоставлением диаграмм, записанных в разных пунктах.
Применяют регистрирующие манометры поршневого или геликсцого типа. Поршневые манометры используют чаще, хотя по сроку службы и точности измерения они уступают ге- ликсным. Вместе с манометром можно применять регистрирующий термометр.
Во время проведения исследований в скважине системами пла- стоиспытателя управляют с поверхности. В соответствии с командами пластоиспытатель выполняет следующие функции: изоляцию интервала ствола скважины против исследуемого объекта от остальной его части, вызов притока пластового флюида созданием депрессии на пласт, отбор проб пластового флюида на исследование, наблюдение за восстановлением давления в подпакерной зоне.
Регистрацию эволюции давления производят автоматически в течение всего периода нахождения пластоиспытателя в скважине в пределах ресурса рабочего времени манометра.
Описанный выше тип пластоиспытателя КИИ-ГрозУфНИИ выполняет функции в следующем порядке:
под действием усилия сжатия за счет разгрузки на забой части веса колонны бурильных труб срабатывает пакерующее устройство и изолирует подлежащий испытанию объект от остальных проницаемых зон в стволе скважины и от воздействия гидростатического давления столба жидкости; на этой стадии надпакерная и подпакерная зоны сообщаются между собой (рис. 11.6,7);
Рис. 11.6. Этапы работы клапанов ИПГ: