Спосіб визначення пластового тиску

Изобретение относится к строительству скважин. ІІель изобретения повышение точности оценки пластового давления слабопроницаемых пластов. Производят промывку скважины при разных расходах бурового раствора. Изме ряют 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 увеличения содержания газа в. растворе, или давление в скважине, соответствующее началу стабилизации содержания газа. Когда по данным замеров отсутствует обработка зависи- : мости между интенсивностью поступления газа и давлением, принимают, что гидростатическое давление в скважине превышает пластовое. 1 ил. жг * 1 1432205 Изобретение относится к области строительства скважин преимущественно на газ и может применяться для оперативного определения пластовых давлений в процессе бурения. Цель изобретения - повышение точности оценки пластового давления слабопроницаемых пластов. На чертеже приведен условный граt o фик зависимости между интенсивностью поступления газа в раствор (g r ) и давлением в скважине ( Р с ) . Кривая 1 описывает процесс для высокопроницаемых газоносных пластов, кривые 2 и 3 - для слабопроницаемых. Для высокопроницаемых пластов (кривая 1) с увеличением давления в скважине P t поступление газа в раствор уменьшается и при Р с больше пластового Ря. газ в скважину не поступает. Для слабопроницаемых пород при Р с > Pnft поступление газа в скважину не прекращается. Поступление газа в раствор стабилизируется на какой-то величине 25 (кривая 2) или растет с увеличением давления в скважине (кривая 3 ) . 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 диффузионным, осмотическим и другим процессам в системе пласт-скважина. При вскрытии слабопроиицаемых 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. Это создает иллюзию того, что вскрыт пласт с повышенным пластовым давлением. В результате осуществляют необоснованное утяжеление раствора, Способ определения пластового , что не приводит к прекращению газодавления включает промывку скважины при разных объемных расходах бурового 30 проявления, а осложняет дальнейший процесс проводки скважины - возрастараствора, измерение концентрации гает прихватоопасность, уменьшается за в растворе и определение соотноскорость бурения, ухудшается качестшения между интенсивностью поступлево вскрытия пластов. ния газа в раствор и давлением в скважине (или дополнительным давлеДля высокопроницаемых пород интеннием в кольцевом пространстве скважи- 35 сивность притока газа в скважину в ны), однако промывку скважины начиобщем случае определяется уравнением нают при отсутствии циркуляции буроg = С(РП - Р С Л (1) вого раствора с последующим циклигде g - интенсивность поступления гаческим повышением расхода бурового за из пласта в скважину; 40 раствора, а заканчивают измерения в С - коэффициент сопротивления пескважине при установлении начала уверемещению газа в пласте при личения его содержания в растворе или его поступлении в скважину, при стабилизации содержания газа в зависящий от коллекторских растворе при переходе с одного режима свойств пласта; 45 промывки на другой. Р п - пластовое давление; Р - давление в скважине; o - показатель степени, который i За пластовое давление принимают всегда больше единицы. давление в скважине, соответствующее Из приведенной зависимости следуначалу увеличения содержания газа в 50 ет, что с увеличением депрессии , растворе, или давление в скважине, (разности между давлением в пласте соответствующее началу стабилизации н в скважине) интенсивность притока содержания газа в растворе. Б случагаза в скважину увеличивается, т.е. ях, когда по данным замеров отсутмежду ними существует прямая зависиствует обратная зависимость между 55 мость. При Р п » Р с интенсивность поинтенсивностью поступления газа и ступления газа становится равной нудавлением, принимают, что гидросталю, а при Р п £. Р с наступает обратный тическое давление в скважине превыпроцесс - из скважины в пласт постушает пластовое. 1432205 пает раствор с обр ІІОВЛІІИЄМ на стенках скважины фильграционной глинистой корки. Поступающий в ппаст рлствор или его фильтрат оттес няют газ ні приствольной части скважины. Образование фильтрационной корки (экрана) и оттеснение газа от приствольной части ствола скважины практически исключает поступление газа в скважину в результате диффузионных явлении при превышении давления в скважине над пластовым. Для низкопроницаемпх пород при выполнении условий Р п > Г с интенсивность поступления газа в скважину определяется также уравнением (1). Изменяется лишь константы С и о£, характеризующие свойства пласта, т о е . имеет место прямая зависимость между величиной создаваемой депрессии и интенсивностью поступления газа в скважину. При Рп < Р с должен начаться обрат. ный процесс фильтрации раствора или 25 дисперсионной среды в пласт. Однако, в случае низкопроницаемого пласта, через который фильтрат бурового раствора не может фильтроваться, обратные массообменные процессы (из сква30 жины 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 раствором и не создаются препятствия 35 для протекания дисЬфу з ионных процессов в системе скважина-пласт. Поскольку вязкость жидкости намного превышает вязкость газа и поступление жидкости 40 в пласт затруднено, то диффузионный процесс направлен преимущественно из пласта в скважину. Скорость протекания диффузионных процессов оценивается по формуле 45 dt ьх (2) где S - площадь поверхности, через которую осуществляется диффу- 50 , зионный процесс; т- - массовая скорость диффузии; D - коэффициент диффузии, определяемый свойствами газа (ско55 ростью движения молекул и .длиной свободного пробега), —: ~ градиент плотности диффундиUX дируемого вещества в направ лении протекания диффузионного процесса. Величина — является эквивалентом ах изменения концентрации диффундирующего вещества в направлении протекания процесса диффузии. Б 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 возрасi тает в результате увеличения параметра --, хотя объемное содержание QX 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 16,7%. 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 2 50 л в 1 мин. Содержание газа в растворе на поверхности составит в этом случае 11,1%, т.е. уменьшится на 5,6%. 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. 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 6 1432205 пространстве. По графику определяют ' промывку скважины с контролем плотдавление, при котором имеет место пености бурового раствора. Убеждаются, реход от обратной зависимости между что плотность выходящего из скважины раствора и содержание газа в нем с давлением и интенсивностью гаэопритока к прямой. Эту величину динамичесстабилизировались и не растут. После кого давления арифметически складыва•этого выполняют следующий комплекс ют с величиной гидростатического давопераций. ления против газосодєржаїцего пласта, Выдерживают скважину без циркуляции' в течение заданного времени, пос— 10 полученное значение принимают за пластовое давление. В случае, если на ле чего осуществляют промывку при графике отсутствует участок с обратразличных стационарных режимах работы ной зависимостью между давлением и буровых насосов. При этом начинают интенсивностью газопритока, гидростапромывку при минимальном расходе бутическое давление к скважине превышарового раствора и заканчивают при 15 ет пластовое. максимальном. Время выдерживания скважины без циркуляции и промывки Изобретение позволит повысить при каждом стационарном режиме выбитехнико-экономические показатели бурают таким образом, чтобы на устье рения' сократить расход утяжелителя скважины можно было надежно обнару20 и химических реагентов, снизить колижить порции раствора, проциркулирочество аварий, повысить скорость бувавшего через забой при каждом режирения скважин и качество вскрытия ме промывки. После этого задают рабопластов. чий режим промывки и осуществляют циркуляцию при этом режиме. В про25 Ф о р м у л а и з о б р е т е н и я цессе проведения указанных операций осуществляют непрерывный контроль • Способ определения пластового давплотности нагнетаемого в скважину ления, включающий промывку скважины и выходящего из скважины бурового при разных расходах бурового раствораствора и определяют содержание га30 ра, определение давления в скважине, за в растворе. измерение концентрации газа в раство Определяют время выхода на устье ре, определение зависимости между инскважины каждой порции бурового расттенсивностью поступления газа из плавора, проциркулирозавшего через забой ста и давлением в скважине, о т л и скважины при каждом режиме промывки. ч а ю щ и й с я тем, что, с целью 35 повышения точности оценки пластового При выходе этих порций раствора на устье измеряют газосодержание растводавления слабопроницаемых пластов, ра с помощью датчика или рассчитывапроведение измерений начинают при отют по плотности раствора. По разности сутствии циркуляции бурового раствора газосодержания в нагнетаемом и выхос последующим циклическим повышением 40 дящем из скважины растворе опредерасхода бурового раствора, а заканчиляют интенсивность поступления газа вают при установлении стабилизации в раствор при разных режимах промывили увеличении поступления газа из ки скважины. По известным формулам пласта в скважину при переходе с одопределяют динамическое давление в ного режима промывки на другой, при 45 скважине при разных режимах промывки. этом за пластовое давление принимают Строят график в координатах: интендавление в скважине, соответствующее сивность поступления газа в раствор • началу увеличения или стабилизации динамическое давление в кольцевом , поступления газа в скважину» U32205 Редактор Л.Гратилло Составитель В.Архипов Техред М.Моргентал Корректор В.Гирняк Заказ 5402/26 Тираж 531 Подписное В И П Государственного комитета СССР ИИИ по делам изобретений и открытий 113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5 Производственно-полиграфическое предприятие, г. Ужгород, ул. Проектная,