книги / Геофизические исследования скважин

которое создает гидронасос 1. Вращение гидронасоса также произ­ водится силовым электродвигателем 2.

Выбуриваемые керны, выталкивая друг друга, попадают в кассе­ ту 5. Осевую нагрузку на коронку в процессе выбуривания керна ре­ гулируют в зависимости от механических свойств горных пород с по­ мощью дистанционно управляемого регулятора дроссельного типа. Выбуренная порода вымывается при возвратно-поступательном дви­ жении поршня промывочного насоса, верхняя полость которого со­ общена каналами с полостью бура.

В процессе бурения с пульта управления визуально контролируют скорость выхода бура по изменению сопротивления датчика выхода. Давление рабочей жидкости внутри керноотборника скомпенсиро­ вано со скважинным с помощью компенсатора поршневого типа.

Прибор предназначен для работы в скважинах диаметром 190 — 214 мм. Диаметр отбираемого керна 22 мм при длине его до 45 мм; число отбираемых образцов за один спуск достигает 10. Время выбу­ ривания одного керна составляет 3— 5 мин. Номинальная мощность электродвигателя 850 Вт; питается двигатель по кабелю рабочим то­ ком 1,5— 1,8 А. Рабочая температура составляет примерно 100 °Спри гидростатическом давлении 70 МПа. Диаметр прибора 124 мм, масса

—120 кг.

Образцы, выбуриваемые сверлящим грунтоносом, обладают ин­

формативностью керна, отобранного при колонковом бурении.

В частности, по ним можно выявить структурные и текстурные особенности породы; измерить коллекторские и петрофизические свойства; уточнить характер нефтенасыщенности и границы нефте­ носных пластов.

Одновременно с этим для грунтоносов характерны быстрота и опе­ ративность, присущие геофизическим методам исследования скважин.

Дисковый грунтонос (керноотборник). Отбор образцов горных по­ род основан на выпиливании их из стенок скважины. Этот принцип отбора керна реализован в дисковом призматическом керноотборнике ДПК-140. В этой аппаратуре режущими элементами являются два диска, которые выпиливают образец в форме призмы. В поперечном сечении образец представляет собой равнобедренный треугольник с основанием 36 мм и высотой 42 мм. Длина образца до 600 мм.

Вращение на режущие диски 7 (рис. 135) передается от электро­ двигателя 1, одновременно включается гидронасос 2. При работе на­ соса рабочая жидкость подается под поршень прижимного устрой­ ства 5 и гидроцилиндра подачи 4. В полости прибора рабочая жид­ кость через компенсатор давления 3 воспринимает гидростатическое давление бурового раствора в скважине. После прижатия корпуса прибора к стенке скважины начинает перемещаться вверх поршень гидроцилиндра подачи, увлекая за собой шпиндельную каретку 6, которая перемещается по направляющим пазам и осуществляет вре­ зание дисков в стенку скважины и их продольное перемещение по стволу. Перемещение режущих дисков контролируется на панели уп­ равления.

261

После окончания проходки выпи­ ленный керн направляется в приемную камеру, электродвигатель выключает­ ся, гидронасос останавливается. Рабо­ чая жидкость из полости высокого дав­ ления перетекает в общую полость прибора. В это время разделитель опе­ рации 5, представляющий собой пор­ шень, входящий в герметичную воз­ душную камеру, возвращает каретку в исходное положение; в исходное поло­ жение возвращается и прижимное ус­ тройство. Прибор подготовлен для от­ бора следующего образца.

За один спуск прибор позволяет ото­ брать пять образцов. Время отбора од­ ного образца порядка 15 мин.

Дисковый керноотборник, как и все приборы, спускаемые в скважину на геофизическом кабеле, обеспечивает привязку отобранного керна по глубине и сопоставление его с материалами ГИС. Кроме того, выпиленный образец позво­ ляет уточнить строение пласта, выде­ лить в нем текстурные и структурные особенности, провести литолого-петрог- рафические, стратиграфические, пет­ рофизические исследования, т. е. полу­ чить полную информацию о пласте.

На эффективность отбора и каче­ ство образца оказывают влияние геологические и технологические условия. К геологическим факторам, неблагоприятно сказывающим­ ся на процессе отбора керна, следует отнести механические свойства горных пород, их абразивность, трещиноватость. Из технических факторов, влияющих на процесс выпиливания образца, существен­ ное влияние оказывают параметры бурового раствора и состояния ствола скважины. С увеличением вязкости раствора снижается эф­ фективность работы прибора, поскольку при большой частоте вра­ щения дисков резко возрастают потери за счет трения. Проработке ствола скважины в интервале отбора керна необходимо уделять осо­ бое внимание.

§ 2. ОТБОР ПРОБ ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА

Оценку промышленного значения пластов, выделенных по ма­ териалам геофизических исследований и геологическим данным, вы­ полняют путем их опробования или испытания. В процессе опробо­ вания устанавливают характер насыщения, продуктивные характе­ ристики пластов, отбирают пробы пластового флюида. Повысить

262

штоком. Перемещается шток с помощью реверсивного электродви­ гателя через редуктор.

При исследовании нефтяных и газовых скважин механические операции (перемещение прижимных башмаков, открытие и закры­ тие клапана пробосборника) осуществляются с помощью давления гидростатического столба жидкости в скважине.

На рис. 137, а показаны проотборники проточного типа двухкла­ панные (ОАО «Геотрон» — г. Тюмень) диаметром 38 мм СМПО-38 и ПО-38:

— для работы совместно со скважинными приборами, обеспечи­ вающими измерение температуры, давления, состава скважинной жидкости в предполагаемых интервалах обводнения продукции; включает электрическое реле — рис. 137, а;

— опускаемый в скважину на проволоке (диаметром 1,8 мм) или на кабеле для отбора скважинного флюида из нефтяных обсажен­ ных скважин, оборудованных НКТ 2,5 »; включает рычажное реле

— рис. 137, б.

1740

Рис. 137. Пробоотборники проточного типа СМПО-38 (а), ПО-38 (б).

Аппаратура АИПД-7-10 позволяет проводить многократное (до 25 раз) определение притока и измерение пластового давления без подъема прибора на поверхность.

Приток пластового флюида из пласта в баллон возникает за счет большего перепада давлений. Создаваемая депрессия воздействует на окружающие горные породы и оказывает существенное влияние на характер отбираемой пробы. Поток пластового флюида при больших депрессиях выносит частицы горной породы, способствует очистке прискважинной зоны пласта, удалению глинистой корки со стенок скважины. Кроме того, при большой депрессии создается область де­ газации в зоне возмущения, и это позволяет даже при наличии глубо­ кого проникновения фильтрата бурового раствора в пласт извлекать углеводороды из остаточного пластового флюида и за счет этого полу­ чать информацию о характере насыщения пласта. Однако при иссле­ довании пластов с неглубоким проникновением раствора информация о характере насыщения пласта получается более надежной.

264

Для анализа получаемых результатов используют индикаторные диаграммы притока и давления; контрольные замеры давления в бал­ лоне; данные анализа отобранной пробы.

В отобранной пробе измеряют объем газа, воды, нефти. Опреде­ ляют компонентный состав газа, плотность, вязкость, люминесцент­ ную характеристику флюида, удельное сопротивление воды, фрак­ ционный состав нефти.

Диаграммы давления позволяют выделить в разрезе проницаемые

инепроницаемые пласты (рис. 138). Эти материалы могут дать так­ ж е предварительную информацию о характере насыщения.

При неглубоком проникнове­ нии фильтрата бурового раство­ ра в пласт интерпретация ре­ зультатов опробования затрудне­ ний не вызывает. Состав пробы соответствует характеру насы­ щения пласта. Глубокое проник­ новение искаж ает картину. В этих случаях фильтрат раствора

ипластовую воду различают по

данным химического анализа и удельному сопротивлению пробы. Характер насыщения оценивают по составу и количеству газа, по­ ступившего в пробу из зоны с ос­ таточным нефтенасыщением.

Для оценки влияния зоны про­ никновения отбирают пробы из пластов с известным насыщени­ ем. По этим пробам уточняют га­ зовый фактор, влияние условий вскрытия пласта на состав газа.

Пласт продуктивный — газо­ вый фактор Gp в пробе превы­ ш ает предельное значение ра­ створимости газа в воде, харак­ терное для водоносных пластов при конкретных термобариче­ ских условиях. Предельное зна­ чение растворимости газа в воде для Волго-Уральской нефтегазо­ носной провинции и Поволжья показано на рис. 139.

Достаточный признак нефтенасыщенности пласта — наличие не­ фти в отобранной пробе, газоносного пласта — наличие конденсата или существенно большой газовый фактор. При больших размерах зоны проникновения рассматривается компонентный состав газа. Для нефтеносных пластов содержание метана в газах пробы менее 70%;

265

Обмен информацией между скважинным прибором и наземной частью осуществляется по телеметрическому каналу связи в циф­ ровой форме. Специальная программа обеспечивает взаимодействие оператора с пользовательским интерфейсом в виде меню.

Испытатель пластов на трубах. Предназначен для проведения ис­ пытаний в стволе скважины в процессе бурения.

266

Испытатель пластов спускают в скважину на бурильных трубах и устанавливают против исследуемого интервала. При помощи пакерующего устройства (см. гл. IX) этот интервал перекрывается в стволе скваж ины , что позволяет изолировать его от гидро­ статического давления, создаваемого буровым раствором. После этого открывается впускной клапан и затрубное пространство, ог­ раниченное пакерами, сообщается с полостью бурильных труб.

Бурильные трубы частично заполнены буровым раствором или пустые. Под действием перепада давлений бурильные трубы запол­ няются пластовым флюидом и поднимаются на поверхность. Процесс заполнения регистрируется глубинными манометрами.

Основные узлы прибора пока­ заны на рис. 141. У зел опоры предназначен для удержания ис­ пытателя на заданной глубине. Пакеры, механические или гид­ равлические, служат для изоля­ ции интервала испытания. Они представляют собой массивные резиновые цилиндрические эле­ менты с металлической основой. Фильтр служит для механичес­ кой очистки поступающего флю­ ида от частиц горных пород и шлама. Испытатель пласта (один из основных элементов) пред­ ставляет собой сложную гидроме­ ханическую систему клапанов, обеспечивающих уравнение дав­ лений, необходимое при спускеподъеме прибора, и в процессе ис­ пытания. Запорный клапан изо­ лирует полость бурильных труб от подпакерного пространства. Ясс гидравлический (гидромеха­ нический узел) срабатывает при превышении расчетных растяги­ вающих усилий и предназначен для освобождения прихваченно­ го инструмента.

В процессе испытания с помо­ щью глубинных манометров снимают диаграммы изменения давле­

ний; характер изменения давлений показан на рис 143, а; (р,— р2) — рост гидростатического давления в процессе спуска прибора в сква­ жину; (р2— р \) — давление равно гидростатическому; (р2— р3)— рез­ кое уменьшение давления в момент срабатывания впускного клапана и соединения межпакерного пространства с полостью бурильных труб; (р3— р'3)— увеличение давления в процессе притока пластового флю­

267

ида; (р'3— Рпд)— период восстановления давления, запорный клапан закрыт, межпакерное пространство изолировано от полости буриль­ ных труб, давление возрастает и приближается к пластовому рпл; (Рщ,— р"2)— открывается уравнительный клапан, давление в межпакерном пространстве равно гидростатическому; (р"2— р \ ) — сниже­ ние давления в процессе подъема инструмента на поверхность.

Для испытания нефтяных и газовых скважин на приток и проведе­ ния различных технологических операций в настоящее время выпус­

268

параметры пласта, в частности, найти эффективную мощность кол­ лектора 7гэф, вычислить пластовое давление рпл, коэффициенты про­ ницаемости кпр, гидропроводности.

Эффективную мощность коллектора определяют по материалам геофизических исследований. Однако наиболее достоверные ре­ зультаты при оценке суммарной мощности интервалов, отдающих пластовый флюид в процессе проведения испытания, получают в сочетании геофизических исследований с испытанием пласта. Уточ­ нить интервалы притока пластового флюида можно по материалам геофизических исследований, проведенных до и после испытаний.

Вычислить пластовое давление рпл можно из уравнения для ра­ диального потока при упругом режиме:

где р — текущее давление, МПа; Q — средний дебит флюида за вре­ мя притока, м3/с; ц — динамическая вязкость флюида в пластовых условиях, МПа • с; В — объемный коэффициент, учитывающий вли­ яние пластовых условий; knp— коэффициент средней эффективной проницаемости отдающего интервала, мкм2; t — время притока флю­ ида, с; t' — текущее время восстановления давления.

По результатам замеров строят график с координатами р и lg(t + t')/t'. В полулогарифмическом масштабе зависимость имеет вид прямой (рис. 143, б). Точка пересечения этой прямой с осью р соот­ ветствует пластовому давлению рпл.

При установившемся режиме испытания в случае наличия одно­ фазного флюида в однородной среде величины Q, р, В, кпр и Ьэф яв­ ляются постоянными и выражение (VII. 1) можно записать в виде

Постоянную М также определяют по кривой восстановления дав­ ления. Для этого построенную прямую давления (см. рис. 143, б) про-

Рис. 143 Определение пластового давления рпл по результатам испытания пласта на трубах

а — схематическое изображение изменения давления в процессе испытания, б — обработка кривой с целью определения пластового давления

269

должают до значения lg(t + t')/t'= 1 и находят р; М = рпл- р. Величина М характеризует интенсивность притока.

Дебит пласта Q определяют так: Q = V /t, где V — объем флюида, поступившего за время t.

Принимая В= 1 в формуле (VII. 2), можно определить гидропро­ водность пласта: knph3* /n = 380 • Q/M. Зная по материалам ГИС /гэф, можно вычислить коэффициент проницаемости.

Работы с испытателями пластов на трубах требуют согласо­ ванности служб бурения и геофизической. Поэтому проведению ра­ бот предшествует составление подробного плана с указанием задач, которые требуется решить, методики проведения работ, техничес­ кой оснащенности, технологии проведения испытания.

Автоматизированная обработка результатов измерений. Появ­ ление компьютеризированной аппаратуры типа АГИП-К явилось стимулом для развития программных средств обработки данных гид­ родинамических исследований и опробования пластов. Например, си­ стема «Комар » (ОАО НПП «ВНИИГИС ») обеспечивает ввод, редак­ тирование, хранение, обработку диаграмм давления и выдачу резуль­ татов интерпретации (отредактированных кривых, таблиц ре­ зультатов, профилей гидростатического и пластового давлений, ко­ эфф ициента гидропроводности). Автоматизированная система обработки данных работает в среде WINDOWS и предназначена для обработки в интерактивном режиме диаграмм давления, записанных отечественной аппаратурой (АГИП-К, АГИП, ОИПК-1, АИПД).

Извлекать информацию о характеристиках пласта и его приза­ бойной зоны по данным ИПТ, ОПК, гдиродинамических исследова­ ний в открытом стволе и в обсаженной скважине позволяет система АРМ «Испытание » (ООО «Союзпромгеофизика »). Выходные данные системы включают пластовое давление, гидропроводность, пьезоп­ роводность, радиусы ближней, средней и удаленной зон пласта, ко­ эффициенты продуктивности, данные о режиме фильтрации, для трещиноватых коллекторов: относительные упругоемкости трещин, относительную проницаемость блоков и другие параметры (в зави­ симости от входной информации). Интерпретация проводится мето­ дом итерационного математического моделирования на основе точ­ ных аналитических решений прямых задач подземной гидромеха­ ники для одно- и многозональных пластов с учетом условий на стенке скважины и внешней границы пласта.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1.Для решения каких задач целесообразно проводить отбор образ­ цов горных пород?

2.Сопоставьте возможности и ограничения стреляющих, сверля­ щих и дисковых грунтоносов.

3.Испытатели пластов на кабеле — устройство, назначение, ре­ шаемые задачи.

4.Испытатель пластов на трубах — решаемые задачи, регистриру­ емые параметры.

270