Способы исследования продуктивных пластов.

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: