Применение трубных испытателей пластов при исследовании скважин

При простейшем рассмотрении испытание скважины обеспечивает кратковременную добычу пластовых флюидов с целью подтверждения нефтепроявлений, полученных по исследованиям шлама, керна и каротажных диаграмм, и оценки продуктивности пласта. При более подробном рассмотрении, измеренные колебания давления, вызванные резкими изменениями дебита скважины, позволяют охарактеризовать несовершенство вскрытия пласта, проницаемость и характер неоднородности вдали от забоя скважины.

Методика испытания скважин концептуально проста, однако на практике существует ряд осложнений. Для испытания на приток разведочной скважины необходимо временное заканчивание скважины. При испытании на приток любой необвязанной скважины необходимо значительное количество наземного оборудования, такого как сепараторы и факельные устройства, а для получения данных о динамике изменения давления необходимо глушить и открывать скважину, желательно на забое, и производить точные замеры забойного давления. В последнее время все чаще испытания производятся совместно с работами по перфорации и поинтервальными замерами дебита вертушкой на забое скважины. Такие измерения обычно проводятся как на горизонтальных, так и на вертикальных скважинах.

Создание разнообразного и сложного оборудования, которое позволило бы выполнить все указанные измерения, -- это мечта инженера-дизайнера оборудования. В действительности же в полевых условиях нередко приходится ломать голову над тем, какой вид испытания следует применить. В этой статье рассматривается не столько оборудование, сколько информация, получаемая в результате проведения испытаний скважин, а также проектирование и интерпретация результатов испытаний.

Основной задачей при испытании разведочных скважин является получение представительных проб пластовых флюидов. Пробы пластовых флюидов необходимы для определения различных физических параметров, таких как сжимаемость и вязкость, которые важны для проведения анализа результатов испытания скважины, а также для анализа соотношения давление-объем-температура (РVТ), с помощью которого описывается фазовое состояние углеводородов при различных давлениях и температурах. Для нефти важным РVТ-параметром, является давление точки насыщения газа, то есть давление, выше которого нефть недонасыщена газом, а ниже - свободный газ начинает выделяться из нефти. Поддержание пластового давления выше точки насыщения является залогом успешного испытания, так как принцип анализа неустановившихся притоков правомочен лишь при условии, что поток в пласте остается однофазным. Для оценки продуктивности пласта необходимо добиться постоянных дебитов на штуцерах разного диаметра и затем определить коэффициент продуктивности, исходя из наклона кривой зависимости дебита от депрессии (рис. 1).

Тип нефти, определенный по полученным пробам, и продуктивность скважины являются лишь первыми этапами оценки целесообразности промышленной эксплуатации. Если продуктивность, оказывается, ниже ожидаемой, причиной может быть несовершенство вскрытия пласта. Оценка состояния призабойной зоны является следующим этапом испытания разведочной скважины. Она необходима для выработки корректирующих мер и для определения технологии заканчивания, которые определяются на основе анализа неустановившихся притоков, являющихся частью программы испытания скважины.

В действительности анализ неустановившегося притока позволяет оценивать области достаточно удаленные от призабойной зоны. Вклад в решение проблемы описания коллектора настолько велик, что испытания скважин все больше играют роль «испытаний коллектора». Их анализ может показать наиболее вероятный механизм разработки пласта, например, какая часть суммарного притока обеспечивается трещинами и какая -- межгранулярной пористостью, а также с их помощью можно определить произведение проницаемости на эффективную мощность продуктивной зоны - kh. При проведении такого анализа можно оценить удаленные зоны коллектора, указывающие на возможную форму (ориентацию) границ пласта и выявить первичный механизм добычи - водонапорный или газонапорный.

2. Применяемое оборудование и аппаратура

Эти два типоразмера ИПТ вобрали в себя наиболее совершенные узлы, разработанные и опробованные на базе прежних КИИ в процессе их длительной эксплуатации.

В КИИЗ-146 вошли многоцикловый испытатель пластов ИПМ-146, управляемый осевым перемещением инструмента, многоцикловый запорно-поворотный клапан ЗПКМ2-146, якорное устройство ЯК-190/220, обеспечивающее испытание с упором на стенку скважины, и комбинированный циркуляционный клапан многофункционального назначения.

В состав комплекса КИИЗ-95 включены: многоцикловый испытатель пластов ИПГ-95У, якорное устройство, многоцикловая приставка и комбинированный циркуляционный клапан.

Разработанные типоразмеры ИПТ комплектно и отдельными узлами изготавливаются опытным производством АО НПФ "Геофизика" по заявкам геофизических предприятий.

Кроме того, опытное производство фирмы изготавливает оборудование для селективного испытания пластов УСИП 146/168, обеспечивающее на базе КИИЗ-146 испытание до четырех объектов за одну спуско-подъемную операцию инструмента с раздельным отбором герметизированных проб из каждого пласта.

Разработки вышеуказанных испытательных инструментов завершены ведомственными приемочными испытаниями опытных образов с выдачей лицензии на их изготовление.

За последние 10 - 15 лет метраж разведочного бурения значительно сократился, при этом фонд эксплуатационных скважин продолжает увеличиваться. В недавнем прошлом интенсивная эксплуатация фонда добывающих скважин привела к истощению нефтегазовых пластов и к 90% обводненности продуктивных пластов практически во всех регионах нефтедобывающей промышленности. Снизился также уровень исследования добывающих скважин.

Опыт применения испытателей пластов КИИ2М-95 с целью определения гидродинамических параметров пласта в процессе капитального ремонта скважин позволил обнаружить эффект очистки прискважинной зоны, подвергшейся воздействию депрессии на пласт. Повышение эффективности этого инструмента могла быть обеспечена только двух- трехкратным спуском из-за малых проходных каналов узлов КИИ, которые легко забивались шламом, продуктами коррозии и окисления углеводородов. Для целей доразведки, испытания и интенсификации добычи широкое применение находит комплекс КИОД-110М, разработанный АО НПФ "Геофизика". Комплекс имеет увеличенный до 35 мм диаметр проходного канала, способствующий созданию более глубокой депрессии и интенсивной очистке прискважинной зоны пласта за один рейс инструмента. Компоновка КИОД-110М и диаграмма изменения забойного давления при многоцикловом воздействии на пласт в режиме "воздействие - приток - восстановление давления" представлены на рис. 1

Рис. 1. Компоновка комплекса испытательного оборудования КИОД-110М

1 - головка устьевая ГУ-302; 2 - НКТ; 3 - клапан сливной КС-110; 4 - клапан перепускной КП-110; 5 - НКТ; 6 - испытатель пластов ИПМ-110М; 7 - пробоотборник ПО-110; 8 - пакер секционный ПС-115; 9 - фильтр ф-110; 10 - клапан уравнительный КУ-110; 11 - якорь ЯК-115/136

Технология испытания и интенсификации добывающих скважин испытателем пластов типа КИОД-110М прошла промышленную апробацию на нефтяных месторождениях Приуралья, "Коминефть" и Западной Сибири.

Наибольший объем операций с ИПТ по реанимации низкодебитных скважин был достигнут в 1985 году - свыше шестисот обработанных объектов, главным образом, в ПО "Татнефть", "Башнефть" и "Коми-нефть". Дополнительная добыча нефти на одну обработку, в зависимости от степени загрязненности призабойной зоны пласта (ПЗП), составляет 600 - 900 тонн в год.

Кроме названных инструментов, в АО НПФ "Геофизика" в последние годы разработан комплекс испытательного оборудования ИПТ-110С, скважинные и наземные узлы которого имеют сквозной проходной канал диаметром 45 мм. Комплекс предназначен для исследования добывающих скважин в статических и динамических условиях геофизическими и гидродинамическими методами с целью оценки текущей и остаточной нефтенасыщенности пластов наитронными методами, определения работающих интервалов методом расходометрии, оценки герметичности колонны и выявления циркуляции методом термометрии. В комплексе с ИПТ-110С по технологии ИПТ-ГИС может быть использована геофизическая аппаратура диаметром 36 мм, например, ИГН-36, "НАПОР", СТЛ-28 и другие приборы, обеспечивающие геофизические исследования скважины в процессе притока пластовой жидкости в трубы. К сожалению, новая технология ИПТ-ГИС на сегодня пока остается невостребованной.

Компоновка инструмента для испытания пластов с ИПТ-110С приведена на рис. 2.

Рис. 2. Компоновка испытательного оборудования для испытания пластов ИПТ-110 С

1 - геофизический прибор, 2 - воронка, 3 - приборный патрубок ПП-110, 4 -якорь ЯК-108, 5 - испытатель пластов ИП110-ЗОС-1, 6 - скважинный манометр, 7 - клапан сливной диафрагментный КСД-108, 8 - вертлюг В-80, 9 - элеватор, 10 - блок Б-250

2.1. Пути и способы совершенствования техники, технологии и методики применения ИПТ в процессе бурения условно-вертикальных скважин

Вопрос об информативности испытания пластов в процессе бурения напрямую связан с задачей оптимизации затрат на поисково-разведочный процесс. Существует несколько точек зрения по этому вопросу.

Одна из них основана на утверждении, что всякие затраты на повышение геологической информативности при исследовании поисковых и разведочных скважин оправданы. В соответствии с этим считается, что если в поисковой или разведочной скважине в результате применения ИПТ или другого оперативного прямого метода обнаружен пласт с промышленным притоком нефти или газа, то дальнейшие затраты на испытание пластов в процессе бурения (если эти испытания не связаны с решением чисто технологических задач по проводке скважины до проектной отметки) являются неоправданными, т. к. даже один промышленно-значимый объект делает целесообразным спуск эксплуатационной колонны, после чего все остальные объекты, выделенные по данным ГИС, испытываются в колонне по полной программе с проведением, при необходимости, стационарных гидродинамических исследований (вплоть до пробной эксплуатации) с повышенным радиусом исследования с целью оценки коллекторских характеристик пласта не только в точке, но и по площади, а также определения потенциального дебита пласта и других данных, необходимых как для подсчета запасов, так и для составления проекта разработки месторождения.

Эта схема исследований имеет следующие достоинства и недостатки:

q она обеспечивает высокую геологическую информативность и при этом позволяет почти полностью исключить затраты на дублирование испытаний в открытом стволе и в обсаженной скважине;

q она не требует применения каких-либо специальных (с повышенной информативностью) средств и методов испытания пластов в процессе бурения, т. к. существующие типы ИПТ обеспечивают решение ограниченного круга поставленных задач, определяемых термином "опробование": установить наличие коллектора, определить характер его насыщения и пластовое давление и оценить его промышленную значимость; при таком подходе исследования по оценке потенциальных продуктивных характеристик пласта, а также по определению коллекторских характеристик призабойной и удаленной зон пласта путем проведения испытаний на неустановившихся режимах в процессе бурения следует рассматривать, строго говоря, как избыточные;

q реализация этой схемы предполагает необходимость крупных затрат сил, средств, времени и материалов на спуск эксплуатационной колонны и изоляцию пластов;

q объективно более низкая (по сравнению с работами в открытом стволе) достоверность получаемых в колонне результатов (что связано с возможностью заколонных перетоков, негерметичностью разделительных мостов и пр.) вызывает необходимость дополнительных затрат на геофизический контроль качества испытаний и применения при работах в колонне специальных типов ИПТ, обеспечивающих комплексирование с ГИС;

q значительные (исчисляемые месяцами и даже годами) промежутки времени между бурением и испытанием в колонне вызывают повышенную кольматацию ПЗП и необходимость проведения длительных и дорогостоящих работ по освоению и интенсификации притоков;

q стационарные исследования, основанные на отборе большого объема пластового флюида на поверхности, требуют либо специального обустройства устья скважин, либо оказывают крайне неблагоприятное воздействие на окружающую среду, в особенности в условиях работы на удаленных разведочных площадях, лишенных соответствующей инфраструктуры. Вторая (противоположная) точка зрения заключается в том, что на базе новейших достижений в области техники, технологии и методики применения ИПТ основной объем работ по испытанию пластов (в том числе и фонтанирующих) необходимо сосредоточить на открытом стволе и, таким образом, без потери геологической информативности резко сократить расходы на строительство поисковых и разведочных скважин и ускорить темпы поисковых и разведочных работ за счет уменьшения количества спускаемых эксплуатационных колонн и объемов работ в колонне.

Помимо своей привлекательности с экономической точки зрения, данная схема имеет определенные достоинства и с геологической позиции, т. к., во-первых, испытания пластов при отсутствии обсадной колонны и всего комплекса связанных с ней проблем объективно более достоверны, чем испытания обсаженных скважин, и, следовательно, в большинстве случаев могут быть проведены без контрольно-геофизических исследований, во-вторых, при испытании пластов в процессе бурения в большинстве случаев менее остро стоит вопрос о восстановлении коллекторских свойств ПЗП, в особенности, если эти испытания проведены в оптимальные сроки (спустя несколько часов после качественного вскрытия пласта бурением).

Таким образом, для реализации данной, с экономической точки зрения наиболее привлекательной схемы исследования поисковых и разведочных скважин необходимо решить основную задачу: повысить информативность применения ИПТ в открытом стволе до уровня гидродинамических исследований, проводимых в колонне, для чего, в свою очередь, необходимо:

а) повысить допустимое безопасное время пребывания ИПТ на забое, достаточное для проведения исследований на нескольких режимах как при испытании фонтанирующих, так и непереливающих объектов;

б) повысить активное (или информативное) время испытаний, т. е. снять ограничения по времени регистрации забойных параметров глубинной аппаратурой, что необходимо при проведении многорежимных исследований;

в) обеспечить возможность комплексирования с ГИС по методу КПИ при испытании сложнопостроенных и трещиноватых коллекторов;

г) обеспечить безопасность работы на устье скважины при исследовании фонтанирующих пластов с выпуском флюида на поверхность;

д) разработать (в условиях запрета на применение сжатого воздуха при исследовании скважин) недорогую и эффективную технологию испытаний нефонтанирующих пластов на нескольких режимах стационарных отборов; ,

е) обеспечить сохранность окружающей среды при испытаниях с выпуском на поверхность значительных объемов пластового флюида.

По существу, перечисленные выше шесть пунктов представляют собой комплекс основных требований к новой технологии высокоинформативного испытания пластов в процессе бурения условно-вертикальных скважин, для реализации которого необходимо создание принципиально нового, безопасного при использовании в открытом стволе комплекса испытательных инструментов. Однако разработка такого комплекса и технологии его применения представляет собой достаточно сложную техническую задачу и потребует определенного времени (4-5 лет) и соответствующего централизованного финансирования НИОКР (2 - 2,5 млрд. руб.).

Поэтому представляет практический интерес третья, как бы промежуточная между двумя крайними вариантами схема гиродинамических исследований поисковых и разведочных скважин, в свое время использованная в программе широкомасштабного эксперимента, разработанной в ГЕРСе под руководством Л. Г. Петросяна и частично реализованной на месторождениях Западной Сибири.

Согласно этой схеме основной объем работ по испытанию пластов производится в процессе бурения скважин, при этом испытанию подвергаются все рекомендованные по данным ГИС объекты, причем сами испытания производятся на неустановившихся режимах без выпуска флюида на поверхность, т. 'е. по традиционной для открытого ствола технологии с вызовом притока в порожние трубы ИПТ. При этом предполагается, что требуемая достоверность и информативность проведения исследований в открытом стволе обеспечиваются:

а) применением усовершенствованных методов нестационарных или псевдостационарных гидродинамических исследований (со сменой забойных штуцеров или на нескольких режимах постоянного отбора или постоянной депрессии на пласт);

б) использованием современных методов интерпретации, основанных на применении ЭВМ и построении математических моделей пластов.

Одновременно с этим ряд разведочных скважин (например, одна из 5 - 10, в зависимости от конкретных условий) обсаживается эксплуатационной колонной, после чего в ней испытывают все представляющие интерес объекты по полной программе с обязательным проведением контрольно-геофизических исследований. Такая схема с частично-дублированными исследованиями позволяет в той или иной степени снизить количество скважин, заканчиваемых со спуском эксплуатационной колонны, и не требует применения специальных типов ИПТ повышенной информативности и безопасности, т. к. может быть реализована на базе существующих серийных ИПТ с применением дополнительных узлов типа забойных регуляторов депрессии или многопозиционных забойных штуцеров, например, поставляемых в составе комплектов "Испытатель-геолог". Кроме того, достоинством данной схемы является то, что она позволяет снизить отрицательное воздействие на окружающую среду, т. к. существенно снижает общий объем исследований с выпуском флюида на поверхность, делая основной упор на нестационарные исследования. Одновременно с этим, данная схема исследований обеспечивает довольно высокую информативность и достоверность полученных результатов, т. к. позволяет периодически контролировать данные, полученные в открытом стволе, путем их сравнения с данными, полученными в колонне. При этом для придания испытаниям в колонне статуса контрольных исследований их необходимо проводить на соответствующем уровне, с применением полнопроходных испытательных инструментов типа КОИС-ДС и с обязательным геофизическим сопровождением.

Недостатком этой схемы является то, что результаты нестационарных исследований, полученные в открытом стволе скважин (прежде всего, фактические и потенциальные дебиты и коэффициенты продуктивности), чаще всего не признаются как достоверные при защите запасов в ГКЗ, несмотря на многолетние попытки производственников и специалистов в области испытания скважин преодолеть эту инерцию.

Кроме того, достоверность количественной интерпретации результатов исследований на переходных режимах с применением ЭВМ напрямую зависит от адекватности и качества принятой математической модели системы "пласт - скважина - ИПТ". Однако выбор и построение математической модели представляют весьма сложную задачу из-за:

q отсутствия на стадии поисков и разведки полной геологической информации о типе и строении коллектора (характер пористости, наличие зональной или вертикальной неоднородности, влияние границ пласта, условия на контуре питания и пр.);

q сложности математического описания всего многообразия действующих факторов и трудности решения прямой задачи гидродинамики с учетом целого ряда нелинейных процессов. На основании вышесказанного можно сделать следующие выводы:

1. С экономической точки зрения задача повышения информативности испытания пластов в процессе бурения является весьма актуальной, т. к. чем выше информативность применения ИПТ в открытом стволе, тем меньше необходимость в спуске эксплуатационных колонн и проведении повторных испытаний в обсаженных скважинах.

2. В любом случае повышение информативности испытаний в открытом стволе объективно требует повышения допустимого безопасного времени пребывания ИПТ на забое, т. к. существующие сейчас ограничения по времени испытаний (3-5 часов) не позволяют даже при нестационарных исследованиях провести испытания на нескольких режимах притока с регистрацией достаточно восстановленных промежуточных и окончательной КВД, а тем более - в комплексе с ГИС (при испытании сложнопостро-енных коллекторов).

3. Таким образом, повышение информативности и достоверности испытаний пластов в процессе бурения напрямую связано с необходимостью увеличения допустимого безопасного времени испытаний.

3.2 Способы повышения активного времени испытаний

кривую изменения давления после прекращения компрессирования или свабирования скважины, зарегистрированную автономным либо дистанционным манометром при открытом или закрытом устье скважины;

несколько фрагментов КИД на определенной глубине во времени, зарегистрированных дистанционной аппаратурой после компрессирования или свабирования в перерывах между регистрацией данных других геофизических методов вдоль ствола скважины;

> КИД и данные об изменении уровней в стволе остановленной скважины, когда геофизическими методами определены положения газожидкостного раздела (ДУ) и нефтеводораздела (НВР).

Во всех 4-х случаях на поверхности могут быть измерены объемы отбираемой из скважины жидкости.

Принята такая формулировка относительно КИД:

КИД называют кривой восстановления давления (КВД), если восстановление давления в пласте и скважине происходит при закрытом устье скважины;

КИД называют кривой притока (КП), если восстановление давления зарегистрировано при открытом устье скважины. При этом обычно говорят о данных, полученных методом КВУ либо по технологии КВУ (кривых восстановления уровня). Методом КВУ можно получить данные об уровнях и КП в остановленной скважине. Изменение забойного давления обуславливается продолжающимся притоком жидкости из пласта и подъемом уровня жидкости в стволе скважины.

Цель данной статьи - обратить внимание на особенности ГДИ при освоении скважины по сравнению со специальными гидродинамическими исследованиями. Эти особенности важно учитывать при обработке данных:

деление КИД на КВД и КП, конечно же, условно. "Чистая" КВД представляет собой КВД при отсутствии притока жидкости из пласта в ствол остановленной скважины, на реальных КВД всегда есть влияние продолжающегося притока жидкости из пласта. В принципе, всегда можно говорить о КИД (или о КВД) и добавлять информацию об условиях ее получения. Деление КИД на КВД и КП лишь характеризует условия проведения опыта и заранее свидетельствует о возможности или невозможности использования некоторых алгоритмов при их обработке. Необходимо только иметь в виду, что КИД, зарегистрированная при закрытом устье скважины и только поэтому названная "КВД", необязательно будет содержать в себе участок чистой КВД и может быть обработана по алгоритмам обработки КВД. Например, значительная часть КВД, зарегистрированной после снижения уровня жидкости компрессором или свабом в малодебитной скважине, практически совпадает с КП и не может быть обработана по алгоритмам обработки КВД;

при наличии нескольких работающих перфорированных пластов в исследуемом интервале скважины обработка данных ГДИ с целью определения параметров пластов без специального обоснования неправомерна. Найденные параметры в этом случае будут средними для этих пластов с неизвестным характером усреднения;

отсутствует специальная подготовка скважины к исследованиям. При компрессировании или свабировании скважины в течение некоторого времени происходит снижение забойного давления (и даже необязательно монотонное!), затем прекращение воздействия и восстановление при открытом или закрытом устье скважины. Цикл снижения и восстановления давления может быть повторен несколько раз (см. рис. 1).

часто регистрации КИД предшествуют различные технологические операции, связанные с ремонтом или воздействием на исследуемые пласты;

в процессе вызова притока с помощью компрессора, сваба или струйного насоса обычно измеряют не дебит жидкости из пласта, а объемы отбираемой из скважины жидкости на поверхности;

КИД, полученные дистанционной аппаратурой попутно с регистрацией других геофизических полей при решении основной задачи на скважине, могут носить подчиненный характер, и тогда их регистрация должна вписываться в технологию решения основной задачи. В итоге на КИД могут отсутствовать отдельные участки; > при обработке КИД и уровней появляется возможность использования данных других геофизических методов для оценки плотности, состава флюида в стволе, работающих интервалов.

Очевидно, что не по любым данным ГДИ, полученным при освоении скважины, может быть определен весь комплекс параметров пласта. Возможность использования при обработке таких даных ГДИ алгоритмов по методу линейной анаморфозы, таких, как: МДХ, Хорнера, обобщенный дифференциальный метод (ОДМ), операционные методы Баренблатта и др. еще никем не исследована. К примеру, при обработке КВД методом Хорнера необходимо указать время работы скважины и дебит до остановки, а при использовании УГИС до регистрации КВД обычно скважина кратковременно эксплуатируется при нескольких постоянных забойных давлениях. Зондирование пласта основано на связи между дебитом и депрессией на пласт, для эффективного решения этой задачи одновременно с КИД необходимо иметь информацию об изменении дебита во времени при освоении скважины. Основные трудности в обработке данных ГДИ связаны именно с погрешностями определения дебита [8]. Для малодебитных скважин непосредственно измерять дебит в скважине практически не удается. Вычисление дебита по самой КИД приводит к неизбежным погрешностям и вовсе невозможно для отдельных периодов воздействия на пласт.

При невозможности получения полной информации об изменения дебита ГДИ с целью зондирования пласта целесообразно организовать таким образом, чтобы данные максимально зависели именно от параметров пласта и в минимальной степени - от граничных условий, от процессов, происходящих, в стволе исследуемой скважины и в других скважинах. Этим требованиям удовлетворяет, к примеру, испытание пластов испытателями на трубах (ИПТ) и регистрация КВД в скважине с одним перфорированным пластом с минимальным притоком жидкости в ствол остановленной скважины (используя УГИС, различные отсекатели пластов).

Понятно желание провести количественную обработку всех данных ГДИ в более полном объеме, в том числе и с целью определения гидродинамических параметров пласта, тем более, что средства автоматизированной обработки для этого имеются практически во всех геофизических предприятиях [3-7]. Естественно, объем и достоверность информации, полученной по различным технологиям, будут разными.

Вывод