1.1. Общая характеристика метода исследований

Исследования испытателем пластов на трубах проводят в открытом стволе для изучения состава притока и оценки продуктивных характеристик объектов испытания. Исследования в колонне могут проводиться после перфорации скважин и при проведении капитальных ремонтов для определения продуктивности скважин, пластового давления, фильтрационных свойств пласта и оценки состояния призабойной зоны.

 

1.2. Компоновка оборудования для испытания пласта

Компоновка ИПТ состоит из пакерующих устройств, клапанов — запорно-поворотного (ЗПК) и циркуляционного, нескольких манометров-термо¬метров, фильтра и колонны бурильных труб или НКТ (рис. 1.).

При испытании в открытом стволе исследуемый объект изолируется пакерующими устройствами от выше- и нижележащих пластов. При проведении исследований одного объекта в эксплуатационной колонне компоновка включает пакер выше интервала перфорации. Испытания многопластовых перфорированных объектов могут проводиться поинтервально, с изоляцией исследуемого пласта от других двумя пакерами.

Рис. 1. Схема компоновки оборудования при гидродинамических исследованиях с испытателем пластов на трубах:
1 — колонна труб; 2 — циркуляционный клапан; 3 — манометр; 4 — запорно-поворотный клапан; 5 — испытатель с манометром; 6 — пакер

 

1.3 Технологическая схема исследований

Испытание пласта – технологический комплекс работ в скважине, включающий несколько этапов. На рисунке 2. а приведена диаграмма давления, иллюстрирующая этапы работ при одноцикловом испытании пласта:

  • спуск компоновки оборудования с частично заполненными раствором трубами, закрытым циркуляционным клапаном и открытым запорно-поворотным клапаном, рост гидростатического давления по мере спуска компоновки регистрируется манометром ниже испытателя пласта (рис. 2. а, интервалы А–С);
  • пакерование компоновки перед проведением испытаний;
  • открытие циркуляционного клапана ИПТ при открытом запорно-поворотном клапане, сопровождаемое резким снижением давления на забое, а затем постепенным ростом давления в период притока (рис. а, интервал E);
  • закрытие запорно-поворотного клапана (при открытом циркуляционном клапане) перекрывает приток жидкости из пласта в колонну труб, при этом давление в подпакерной зоне и забое скважины растет, а манометр, расположенный ниже ЗПК, регистрирует кривую восстановления давления (рис. 2. а, интервал F);
  • срыв пакера и подъем компоновки ИПТ, отбор проб пластового флюида, извлечение глубинных манометров.

Схема одноциклового испытания применяется достаточно редко, так как в первом цикле можно получить приток бурового раствора или пластовых флюидов из закольматированного пласта. Поэтому на практике чаще применяется схема двухциклового испытания (рис. 2. б), в которой первым циклом с небольшим периодом притока и формированием минимальной воронки депрессии проводится декольматация пласта, во втором цикле после очистки призабойной зоны период притока повышают, чем достигается увеличение радиуса исследования. Для получения достоверных результатов общее время стояния на притоке должно способствовать снятию избыточного давления в призабойной зоне, вызванного вскрытием пласта или глушением скважины.

Основным преимуществом гидродинамических исследований с ИПТ является регистрация кривой восстановления давления с закрытием скважины на забое. Недостатком является небольшой по времени период притока, ограниченный безопасным нахождением инструмента в скважине с открытым стволом и малым объемом бурильных труб или НКТ, куда поступает скважинная жидкость. Этим обусловлен малый радиус исследований, составляющий до нескольких десятков метров в зависимости от фильтрационных свойств пласта и состояния призабойной зоны скважины.

 

Литература

  1. Бузинов С. Н., Умрихин И. Д. Исследования нефтяных и газовых скважин и пластов. — М.: Недра, 1973. — 248 с.
  2. Курочкин В. И., Санников В. А. Теоретические основы и анализ гидродинамических исследований скважин : монография. — М.–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2015. — 372 с.
  3. Сухоносов Г. Д. Испытание необсаженных скважин. — М.: Недра, 1978. — 279с.
  4. Ясашин А. М. Вскрытие, апробирование и испытание скважин. — М.: Недра, 1979. — 344 с.
  5. Карнаухов М. Л. Справочник по испытаниям скважин. — М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2008. — 274 с.

 

Внимание!

На сайте в разделе «Примеры анализа ГДИ» приведены результаты интерпретации исследований с испытателем пласта в программном обеспечении «Мониторинг ГДИС» (файлы интерпретации, краткий отчет).