Интерпретация результатов опробывания

По окончании опробывания производится, прежде всего, качественная интерпретация данных, записанных глубинными манометрами, термометрами, дебитографом, а также наземной регистрирующей аппаратурой. Цель - убедиться в герметичности узлов пластоиспытателя, колонны труб и пакеровки, а такие достоверности записей. Для этого определяют давление (по диаграммам) в последний момент спуска колонны (А), при открытки главного впускного клапана (В) и в момент первого закрытия (Г) запорного клапана, в конце первого закрытого периода (Д), в начальный и конечный моменты второго открытого периода (Е и Ж), в конце второго закрытого периода (И), после открытия уравнительного клапана (К).

Значения давлений в моменты А и К сравнивают со статическим давлением столба промывочной жидкости, вычисленным по известной плотности раствора и глубине установки манометра. Расхождение не должно превышать точности приборов. Далее сопоставляют давления в точках А и Д. Если пакеровка герметична, вторая величина всегда меньше первой.

По диаграмме манометра, установленного над главным клапаном, убеждаются в герметичности самого клапана, колонны труб и других узлов, расположенных над клапаном. Если все герметично, манометр в период спуска регистрирует постоянное давление. Лишь в периоды долива фиксируется увеличение давления. О герметичности закрытия запорного клапана судят по диаграмме манометра, установленного над ним если клапан герметичен, то манометр в закрытые периоды опробывания должен регистрировать постойное давление.

По крутизне кривой притока во второй открытый период можно судить об интенсивности поступления жидкости из пласта. Чем быстрее растет давление, тем интенсивней приток. Если манометр фиксирует практически неизменное давление, значит притока нет. Если сначала был интенсивным, а затем прекратился, это говорит о том, что коллектор неустойчив, щели фильтра закупорены, либо о плохих коллекторских свойствах удаленной зоны. В первом случае манометр, установленный под заглушкой фильтра будет регистрировать интенсивное восстановление давления в подпакерной зоне с момента прекращения притока через забитые щели фильтра. Во втором случае, все манометры, установленные ниже запорного клапана, зарегистрируют в конце второго закрытого периода (И) давление меньшее, нежели в конце первого закрытого периода.

Для определения коллекторских свойств пласта используют кривую восстановления и формулу Хорпера:

,

где: - давление в скважине на середине пласта;

- дебит;

- продолжительность притока;

- продолжительность восстановления давления после прекращения притока.

Поскольку в процессе опробывания продолжительность притока невелика, скорость его меняется вследствие увеличения давления в подпакерной зоне, а также изменения проницаемости в приствольной зоне, поэтому характеристику, пласта нужно рассматривать как приближенную.

.

Коллекторские свойства пласта, гидропроводноеть определяют следующим образом. Разбивают конечную кривую восстановления на несколько отрезков, соответствующих небольшим промежуткам времени и для каждого промежутка определяют Р_с. Эти данные наносят в полуграфическую систему координат
рис. 15.2.

Рис. 15.2.

Через последние точки, снятые с кривой восстановления проводят прямую и определяют угол наклона , тангенс которого равен:

.

По данным расходомера определяют среднее значение дебита для второго открытого периода и затем определяют гидропроводность незагрязненной зоны.

.

Фактическую гидропроводность с учетом загрязнения пласта можно приближенно оценить по данным, полученным во время третьего этапа опробывания.

где: r - радиус контракции.

Оценить степень загрязнения можно при помощи коэффициента закупорки приствольной зоны или скин - эффект:

где: - часто принимают равным 2p.

Из формулы Д. Р. Хорпера:

,

2,303/4 = 0,183,

,

где: - время работы скважины с постоянным дебитом;

- время остановки.

Рис. 15.3.

Снимая отсчеты давления с кривой восстановления давления в моменты времени и строя график в координатах имеем прямую линию (рис. 15.3.).

Пересечение с осью ординат дает нам значение пластового давления, наклон прямой линии М,

,

где: Р₀ - точка пересечения прямой линии с осью ординат. Для нее:

или , "а" точка, соответствующая

или .

Из выражения имеем:

,

где:

Отсюда гидропроводность:

.

Предложено для решения гидродинамических задач использовать значения давлений в конце первого и конце второго закрытых периодов опробования для определения наклона М (А. Зак, П. Гриффен).

Если Р_вн - давление в конце начального закрытого периода опробывания (восстановление начальное), а Р_вк - давление в конце конечного закрытого периода опробывания (восстановленное конечное), Т₂ - длительность периода притока, - длительность конечного закрытого периода опробывания, то:

(2 ® ко второму циклу опробования).

Средний дебит за период испытания определяется как отношение суммарного количества отобранной пробы к общей продолжительности открытых периодов испытания:

Дать понятие о скин-эффекте.

Давление в закрытой скважине

или

.

Как говорилось ранее, график этого выражения имеет вид прямой линии, направленной в сторону уменьшения и увеличения Р.

Минимальное значение будет 1, что соответствует случаю , и тогда .

Дополнительный перепад давления для преодоления сопротивлений зоны пониженной проницаемости:

.

Перед закрытием скважины давление в конце притока можно определить из выражения:

.

Скин - эффект по результатам опробывания можно определить, и из выражения:

.

Поскольку при испытании скважины в процессе бурения многие характеристики (такие как пористость f, проницаемость К, вязкость , сжимаемость ) не известны и изменчивы во времени, предложено упростить расчеты заменив комбинацию конкретных значений данных параметров их среднестатистическими значениями наиболее часто встречаемыми на практике.

1. Эффективная вязкость К меняется от 1 до 200 мд.

2. Пористость f от 0,1 до 0,3.

3. Сжимаемость от 10^-6 до 10^-4 (кгс/см²)^-1

4. Вязкость от 0,15,до 50 сП.

5. Радиус скважины от 9,5 до 15 см.

Тогда предельные значения второго выражения будут:

,

.

Логарифмируя полученные результаты получаем:

.

Среднее значение: , где Т - безразмерное число соответствующее длительности открытого периода:

.

Давление в закрытой скважине:

,

.

Рассмотрим случаи, когда давление восстановилось в закрытый период опробывания до пластового, т.е. . Это соответствует , тогда:

.

Решая относительно

,

или

,

.

Отношение потенциального дебита к фактическому определяют:

,

,

,

,

,

,

,

.

Фактический коэффициент продуктивности:

начало и конец притока.

Осложнения и аварии

При испытании горизонта технически исправным прибором осложнения и аварии могут быть вызваны особенностями геолого-технических условий бурения скважины, состоянием открытого ствола, особенностями опробуемого интервала, а также в результате технических просчетов и ошибок исполнителей работ.

Наиболее часто встречаются следующие осложнения и аварии.

1. Недоспуск пакера до интервала его установки, как результат неправильно выбранного диаметра пакерующего элемента, плохой подготовки скважины, наличия сужения ствола скважины над интервалом установки пакера. В последнем случае надо проверить возможность использования пакера повышенной проходимости с увеличением зазора (целесообразность опробывания с пониженным перепадом давления). Если устойчивость такого пакера недостаточна, испытание отменяется.

Если наличие сужения заранее известно, то при бурении скважины за
10 - 15 м до интервала установки пакера следует перейти на меньший диаметр долота и этим-размером вскрыть интервал испытания. В этом случае применяется пакер повышенной устойчивости (с уменьшенным зазором), который в стволе большего диаметра будет проходить свободно. После испытания зумпф разбуривается долотом нормального размера.

2. Негерметичность пакеровки.

Негерметичность пакеровки, отмеченная сразу после открытия клапана, может наблюдаться, когда имеют место:

а) недостаточная нагрузка для установки пакера (повторить посадку, на
20 - 30 % увеличив нагрузку на пакер);

б) недостаточная длина интервала для установки пакера;

в) ошибка в замере глубины скважины или длины хвостовика;

г) увеличение диаметра ствола против отмеченного на кавернограмме, что возможно при пользовании кавернограммой большой давности ( 10 дн.). В этом случае кавернометрию следует проводить непосредственно перед испытанием;

д) повреждение пакерующего элемента при спуске (механические на уступах или при проталкивании в местах сужений), разрушение резины нефтяным газом, особенно в сочетании с повышенной температурой ( 90°С). При повторном испытании должны быть устранены причины, вызывающие повреждение пакера.

Негерметичность пакеровк, возникающая через некоторый промежуток времени (5-15 мин) после открытия испытателя пластов, может наблюдаться, когда имеют место:

а) перегрузка пакеруюшего элемента нагрузкой или от перепада давления, удерживаемого пакером;

б) температурные воздействия на пакерующий элемент, значительно ослабляет его прочность ( 130°С). В этих условиях следует проводить испытание со сниженным перепадом давления;

в) разрушение интервала для установки пакера в случае, если пакер ставят в проницаемой верхней части испытуемого горизонта при активном его проявлении и слабой устойчивости. Часто в этом случае из пласта поступает большое количество песка, что не исключает возможности прихвата. Такие интервалы следует испытывать с пониженной депрессией, позволяющей получить приток без разрушения горизонта. Желательно в таких случаях применять хвостовик и пакер с левыми переводниками .

3. Негерметичность резьбовых соединений. При СПО, перед испытанием обязательна контрольная проверка резьбовых соединений. В случае необходимости следует производить сортировку свечей так, чтобы свечи с подизношенными резьбами переставить наверх. При турбинном бурении обязательна проверка резьб в промежуточных соединениях свечей. В отдельных случаях плохое состояние резьбовых соединений требует замены бурильного инструмента.

4. Значительное проседание инструмента при открытии испытателя пластов. При испытании с цементным мостом хвостовик может проседать в цементный мост. Проседание инструмента может быть при значительном изгибе хвостовика или даже его сломе из-за наличия больших каверн в интервале под пакером. В этом случае, в интервале установки хвостовика, испытание следует проводить с пониженными начальными депрессиями и собирать хвостовики повышенной жесткости. Изогнутый хвостовик поднимается без осложнений.

5. Повышенные затяжки при снятии после испытания, прихват хвостовика или бурильных труб над пакером. При перегрузках пакера или большой продолжительности стоянии на притоке уплотняющий элемент может частично продавливаться за нижнюю опору пакера и создавать повышенные затяжки при снятии пакера. Освобождение инструмента в этой случае обеспечивают работой ясса или приложением к пакеру статической натяжки в допустимых пределах на 15 - 20 мин. При этом пакерующий элемент может быть оборван, оставлен на забое и при необходимости легко разбуривается. Если же инструмент такой натяжкой не освобождается, это указывает на прихват хвостовика или бурильных труб над пакером. Место прихвата определяется аналогично случаям прихвата инструмента при бурении. При правильной подготовке скважины и проверке ее на прихват перед испытанием возможность прихвата бурильных труб над пакером практически исключается и может иметь место только как следствие, какой либо неисправности поверхностного оборудования, в результате чего инструмент в скважине находится без движения длительное время.

В случае прихвата бурильных труб над пакером их освобождение осуществляется в том же порядке, что и при прихвате труб в процессе бурения, а именно - расхаживанием инструмента. Гидравлический ясс повышает эффективность расхаживания. При натяжке 15-20 т сверх веса инструмента сила удара ясса снизу вверх может достигать 30-60 т.

- отбивкой ротора (включение ротора при натяжке инструмента);

- установкой ванн. Для этого предварительно надо долить трубы, открыть циркуляционный клапан и восстановить циркуляцию;

- отворотом инструмента по частям или торпедированием с последующим извлечением отдельных труб.

6. Поршневание скважины при подъеме испытателя пластов. Признаком поршневания являются подъем с длительными затяжками, выход жидкости из кольцевого пространства или отсутствие падения уровня при подъеме Поршневание может иметь место в результате большой остаточной деформации пакерующего инструмента или частичного разрушения элемента, когда он перекрывает кольцевое пространство. Такое поршневание снимает гидростатическое давление под пакером и может вызвать проявление горизонтов. При наличии поршневания следует поднимать инструмент с пониженной скоростью и при необходимости периодически в кольцевое пространство нагнетать под давлением промывочную жидкость.

7. Газопроявление. Для предупреждения газопроявления необходимо не допускать снижения гидростатического давления. При спуске испытателя пластов в местах сужений ствола скважины следует ограничивать скорость спуска. Постоянно контролировать уровень жидкости в кольцевом пространстве и при его падении немедленно восстановить.

При посадке пакера и открытии впускного клапана необходимо восстановить циркуляцию через манифольд с малой интенсивностью, чтобы в случае катастрофического падения уровня немедленно долить скважину после закрытия клапана, при подъеме необходимо непрерывно доливать жидкость в затрубное пространство и предотвращать дренирование подпакерного пространства в случае подъема с поршневанием. При наличии газопроявления в затрубном пространстве скважина перекрывается превентором, восстанавливается прямая циркуляция и газопроявление ликвидируется путем промывки скважины свежим или более тяжелым раствором.

Чтобы обеспечить возможность немедленного восстановления уровня в затрубном пространстве и закрытия впускного клапана в процессе испытания необходимо:

а) манифольд насосной установки подготовить для закачки раствора в затрубное пространство;

б) перед посадкой пакера пустить в работу дизельный привод грязевых насосов;

в) посадку пакера осуществлять при слабой прокачке промывочной жидкости через кольцевое пространство;

г) при стоянии на притоке не выключать привод лебедки.