Способ определения пластового давления

 

Изобретение относится к строительству скважин. Цель изобретения - повышение точности оценки пластового давления слабопроницаемых пластов. Производят промывку скважины при разных расходах бурового раствора. Измеряют концентрацию газа в растворе и определяют зависимость между интенсивностью поступления газа в раствор и давлением в скважине. Промывку скважины начинают при отсутствии циркуляции бурового раствора. При установлении начала увеличения содержания газа в растворе или при стабилизации содержания газа при переходе с одного режима промывки на другой заканчивают измерения в скважине. При этом за пластовое давление принимают давление в скважине, соответствующее началу увеличеннл содержания газа в растворе, или давление в скважине, соответствуюп1ее началу стабилизации содержания газа. Когда по данным замеров отсутствует обработка зависимости между интенсивностью поступления газа и давлением, принимают, что гидростатическое давление в скважине превышает пластовое. 1 ил. 1СЛ

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СООИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИК (!9) (1I) А1 (si> 4 Е 21 В 47/06

/ % 1 (. ц фъ.:. 2 4 »,. (р, ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ,, „ ;, Ю, К А ВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (ГОСУДАРСТ6ЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР

ПО.ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (2!) 4084347/22-03 (22) 02.07.86 (46) 23.10.88. Бюл. М 39 (71) Украинский научно-исследовательский институт природных газов (72) В.С.Котельников, В.И.Зильберман и М.Г.Ульянов (53) 622.84(088.8) (56) Стыков Г.А. и др. Испытание нескольких объектов за один рейс инструмента в скважину. — Нефтяное хозяйство, 1978, N 5,,с. 24-26.

Авторское свидетельство СССР

Ф 870688, кл. Е 2 1 В 47/06, 1981 ° (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛАСТОВОГО

ДАВЛЕНИЯ (57) Изобретение относится к строительству скважин. Цель изобретения повьппение точности оценки пластового давления слабопроницаемых пластов.

Производят промывку скважины при разных расходах бурового раствора. Измеряют концентрацию газа в растворе и определяют зависимость между интенсивностью поступления газа в раствор и давлением в скважине. Промывку скважины начинают при отсутствии циркуляции бурового раствора. При установлении начала увеличения содержания газа в растворе или при стабилизации содержания газа при переходе с одного режима промывки на другой заканчивают измерения в скважине. При этом за пластовое давление принимают давление в скважине, соответствукицее началу увеличения содержания газа в растворе, или давление в скважине, соответствующее началу стабилизации Я содержания газа. Когда по данным замеров отсутствует обработка зависимости между интенсивностью поступления газа и давлением, принимают, что гидростатическое давление в скважине превьппает пластовое. 1 ил.

14322 Р5

3а пластовое давление принимают давление в скважине, соответствующее началу увеличения содержания газа в растворе, или давление в скважине, соответствующее началу стабилизации содержания газа в растворе. В случаях, когда по данным замеров отсутствует обратная зависимость между интенсивностью поступления газа и давлением, принимают, что гидростатическое давление в скважине превышает пластовое.

Изобретение относится к области строительства скважин преимущественно на гаэ и может применяться для оперативного определения пластовьж давле5 ний в процессе бурения.

Цель изобретения — повышение точ- . ности оценки пластового давления слабопроницаемых пластов.

На чертеже приведен условный график зависимости между интенсивностью поступления газа в раствор (р„) и давлением в скважине (Р,).

Кривая 1 описывает процесс для высокопроницаемых газоносных пластов, кривые 2 и 3 — для слабопроницаемых.

Для высокопроницаемых пластов (кривая 1) с увеличением давления в скважине Р поступление газа в раствор уменьшается и при Р больше пластово- о

ro P гаэ в скважину не поступает. пл

Для слабопроницаемых пород при Р ) Р„„ поступление газа в скважину не прекращается. Поступление газа в раствор стабилизируется на какой-то величине (кривая 2) или растет с увеличением давления в скважине (кривая 3).

Способ определения пластового, давления включает промывку скважины при разных объемных расходах бурового 30 раствора, измерение концентрации газа в растворе и определение соотношения между интенсивностью поступления газа в раствор и давлением в скважине (или дополнительным давлением в кольцевом пространстве скважины), однако промывку скважины начинают при отсутствии циркуляции бурового раствора с последующим циклическим повышением расхода бурового раствора, а заканчивают измерения в скважине при установлении начала увеличения его содержания в растворе или при стабилизации содержания rasa в растворе при переходе с одного режима промывки на другой.

Сущность способа заключается в том, что в слабопроницаемые пласты фильтрация жидкой фазы бурового раствора из скважины затруднена или совсем отсутствует. формирование глинистой корки, играющей роль экрана на вскрытой поверхности таких пластов, происходит очень медленно, а на поверхности непроницаемых для жидкости пластов она совсем не образуется. В результате на вскрытой поверхности слабопроницаемых пород отсутствует экран, который препятствовал бы диф- . фузионным, осмотическим и другим процессам в системе пласт-скважина.

При вскрытии слабопроницаемых газоносных горизонтов газ поступает в скважину несмотря на то, что давление в скважине превышает -пластовое.

Причем поступление газа в скважину может происходить длительное время, иногда до окончания ее бурением или изоляции пласта обсадной колонной.

Зто создает иллюзию того, что вскрыт пласт с повышенным пластовым давлением. В результате осуществляют необоснованное утяжеление раствора, что не приводит к прекращению газопроявления, а осложняет дальнейший процесс проводки скважины — возрастает прихватоопасность, уменьшается скорость бурения, ухудшается качество вскрытия пластов.

Для высокопроницаемых пород интенсивность притока газа в скважину в общем случае определяется уравнением

g С(Р Р ) (1) где g — интенсивность поступления газа из пласта в скважину

С вЂ” коэффициент сопротивления перемещению газа в пласте при его поступлении в скважину, зависящий от коллекторских свойств пласта;

Р„ — пластовое давление;

Р - давление в скважине; д — показатель степени, который всегда больше единицы.

Из приведенной зависимости следует, что с увеличением депрессии (разности между давлением в пласте и в скважине) интенсивность притока газа в скважину увеличивается, т.е. между ними существует прямая зависимость. При Р„ Р интенсивность поступления газа становится равной нулю, а при Ря (P наступает обратный процесс — иэ скважины в пласт посту1432205

dm P

-D S

dt KX (2) xде S площадь поверхности, через которую осуществляется диффу-59 зионный процесс; массовая скорость диффузии, dm

D коэффициент диффузии, определяемый свойствами газа (скоростью движения молекул и длиной свободного пробега); градиент плотности диффундидируемого вещества в направЕР

ЬХ пает раствор с образованием на стенках скважины фильтрационной глинистой корки. Поступающий в пласт раствор или его фильтрат оттесняют газ иэ б приствольной части скважины. Образование фильтрационной корки (экрана) и оттеснение газа от приствольной части ствола скважины практически исключает поступление газа в скважину в результате диффузионных явлений при превышении давления в скважине над пластовым.

Для низкопроницаемых пород при выполнении условий Р > Р интенсивность поступления газа в скважину определяется также уравнением (1). Изменяется лишь константы С и, характеризующие свойства пласта, т.е. имеет место прямая зависимость между ве- щ личиной создаваемой депрессии и интенсивностью поступления газа в скважину.

При P„ c Рс должен начаться обратный процесс фильтрации раствора или 35 дисперсионной среды в пласт. Однако, в случае ниэкопроницаемого пласта, через который фильтрат бурового раствора не может фильтроваться, обратные массообменные процессы (иэ скважины в пласт) не происходят или незначительны. В этом случае на стенках скважины не образуется экран (фильтрационная корка), газ не оттесняется от поверхности контакта с буровым

35 раствором и не создаются препятствия для протекания диффузионных процессов в системе скважина-пласт. Поскольку вязкость жидкости намного превышает вязкость газа и поступление жидкости 4О в пласт затруднено, то диффузионный процесс направлен преимущественно из пласта в скважину. Скорость протекания диффузионных процессов оценивается по формуле 45 ленни протекания диффузионного процесса.

h(Величина -- является эквивалентом Х изменения концентрации диффундирующего вещества в направлении протекания процесса диффузии.

В уравнении (2) отсутствует такой параметр, как перепад давления. То есть интенсивность диффузионного процесса не зависит от изменения давления в скважине, а зависит для данного пласта лишь от разности концентраций газа в пласте и в скважине, а также от свойств газа. С увеличением производительности насосов, т.е. при повышении давления в скважине, интенсивность диффузионного процесса возрастает в результате увеличения . пара6Р метра —, хотя объемное содержание

ЬХ газа в растворе уменьшается или может стабилизироваться на определенной величине.

Уменьшение содержания газа в растворе произойдет за счет увеличения производительности промывки. Например, если через забой скважины в течение 1 мин проходило 1000 л раствора, а интенсивность поступления газа составляла 200 л в пересчете на нормальные условия (условие на поверхности), то содержание газа в растворе составит 16,77.. При увеличении производительности насосов в 2 раза через забой в 1 мин будет проходить

2000 л раствора, при этом интенсивность поступления газа увеличится и составит 250 л в 1 мин. Содержание газа в растворе на поверхности составит в этом случае 11,1Х т.е. уменьшится на 5,67.

Если при увеличении производительности насосов интенсивность диффузионных процессов не меняется, то в этом случае с увеличением давления в скважине интенсивность поступления газа в раствор остается постоянной, а содержание газа в растворе уменьшается.

1

В процессе бурения произошло снижение плотности бурового раствора, вызванное вскрытием газоносного горизонта и поступлением газа в раствор.

Принимают необходимые меры против возможного перерастания газопроявления в открытый фонтан. Осуществляют

1432205 промывку скважины с контролем плотности бурового раствора. Убеждаются, что плотность выходящего из скважины раствора и содержание газа в нем стабилизировались и не растут. После этого выполняют следующий комплекс операций.

Выдерживают скважину без циркуляции в течение заданного времени, пос- 10 ле чего осуществляют промывку при различных стационарных режимах работы буровых насосов. При этом начинают промывку при минимальном расходе бурового раствора и заканчивают при максимальном. Время выдерживания скважины без циркуляции и промывки при каждом стационарном режиме выбирают таким образом, чтобы на устье скважины можно было надежно обнару- 29 жить порции раствора, проциркулировавшего через забой при каждом режиме промывки. После этого задают рабочий режим промывки и осуществляют циркуляцию при этом режиме. В про- 25 цессе проведения указанных операций осуществляют непрерывный контроль плотности нагнетаемого в скважину и выходящего из скважины бурового раствора и определяют содержание ra- gp за в растворе.

Определяют время выхода на устье скважины каждой порции бурового раствора, проциркулировавшего через забой скважины при каждом режиме промывки.

При выходе этих порций раствора на устье измеряют газосодержание раствора с помощью датчика или рассчитывают по плотности раствора. По разности газосодержания в нагнетаемом и выхо- 40 дящем из скважины растворе определяют интенсивность поступления газа в раствор при разных режимах промывки скважины. IIo известным формулам определяют динамическое давление в 45 скважине при разных режимах промывки.

Строят график в координатах: интенсивность поступления газа в раствор динамическое давление в кольцевом . пространстве. По графику определяют давление, при котором имеет место переход от обратной зависимости между давлением и интенсивностью газопритока к прямой. Эту величину динамического давления арифметически складывают с величиной гицростатического давления против газосодержащего пласта, полученное значение принимают эа пластовое давление. В случае, если на графике отсутствует участок с обратной зависимостью между давлением и интенсивностью газопритока, гидростатическое давление к скважине превыша" ет пластовое.

Изобретение позволит повысить технико-экономические показатели бурения," сократить расход утяжелителя и химических реагентов, снизить количество аварий, повысить скорость бурения скважин и качество вскрытия пластов.

Формула изобретения

Способ определения пластового давления, включающий промывку скважины при разных расходах бурового раствора, определение давления в скважине, измерение концентрации газа в растворе, определение зависимости между интенсивностью поступления газа из пласта и давлением в скважине, о т л и— ч ающий с я тем, что, с целью повышения точности оценки пластового давления слабопроницаемых пластов, проведение измерений начинают при отсутствии циркуляции бурового раствора с последующим циклическим повышением расхода бурового раствора, а заканчивают при установлении стабилизации или увеличении поступления газа из пласта в скважину при переходе с одного режима промывки на другой, при этом за пластовое давление принимают давление в скважине, соответствующее началу увеличения или стабилизации поступления газа в скважину.

1432205

Составитель В . Архипов

Техред М.Моргентал Корректор В.Гирняк

Редактор Л.Гратилло

Заказ 5402/26

Тираж 531

Подпис ное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-полиграфическое предприятие, г. Ужгород, ул. Проектная, 4