Способ определения пластового давления

(51 ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИ ТЕЛЬСТ К АВТОРСКОМУ С творе интен следовательазов.Зильберман ГОСУДАРСТ 6 ЕННЫЙ НОМИТЕТ СССРПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ(56) Стыков Г.А. и др. Испытание не скольких объектов за один рейс инструмента в скважину. - Нефтяное хозяйство, 1978, У 5, с. 24-26.Авторское свидетельство СССР й 870688, кл. Е 2 1 В 47/06, 1981(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ(57) Изобретение относится к строительству скважин. Пель изобретения повьппение точности оценки пластовог давления слабопроницаемых пластов. Производят промывку скважины при ра ных расходах бурового раствора. Изм ряют концентрацию газа в рас иопределяют зависимость междусивностью поступления газа в раствори давлением в скважине. Промывкускважины начинают при отсутствии циркуляции бурового раствора. При установлении начала увеличения содержания газа в растворе или при стабилизации содержания газа при переходе содного режима промывки на другой заканчивают измерения в скважине. Приэтом за пластовое давление принимаютдавление в скважине, соответствукицееначалу увеличения содержания газа врастворе, или давление в скважине,соответствующее началу стабилизации Ясодержания газа. Когда по данным замеров отсутствует обработка зависимости между интенсивностью поступления газа и давлением, принимают, чтогидростатическое давление в скважинепревьппает пластовое, 1 ил.За 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. 50 Изобретение относится к области строительства скважин преимущественно на гаэ и может применяться для оперативного определения пластовьж давле 5 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 го Р гаэ в скважину не поступает.мДля слабопроницаемых пород при Р ) Рщ поступление газа в скважину не прекращается. Поступление газа в раствор стабилизируется на какой-то величине 2 (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 газа 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 газо- проявления, 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 уравнениемя С(Р Р ) (1) где я - интенсивность поступления газа из пласта в скважинуС - коэффициент сопротивления перемещению газа в пласте приего поступлении в скважину,зависящий от коллекторскихсвойств пласта;Р - пластовое давление;Р " давление в скважине;с - показатель степени, которыйвсегда 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 РР интенсивность поступления газа становится равной нулю, а при Р ( Р наступает обратный процесс - иэ скважины в пласт посту 1432205(2) где Б площадь поверхности, черезкоторую осуществляется диффу зионный процесс;массовая скорость диффузии,коэффициент диффузии, определяемый свойствами газа (скоростью движения молекул и длиной свободного пробега); градиент плотности диффундидируемого вещества в направАРДХ пает раствор с образованием ца стекках скважины фильтрациоццой глинистойкорки. Поступающий в пласт растворили его фильтрат оттесняют газ иэФприствольной части скважины. Образование фильтрациоццой корки (экрана)и оттеснение газа от приствольнойчасти ствола скважины практически исключает поступление газа в скважинув результате диффузионных явлений припревышении давления в скважине надпластовым.Для низкопроцицаек х пород привыполнении условий Р,Р интенсивность поступления газа в скважину определяется также уравнением (1), Изменяется лишь константы С и М характеризующие свойства пласта, т.е. имеет место прямая зависимость между ве- щличиной создаваемой депрессии и интенсивностью поступленця газа в скважину,При Рс Рс должен начаться обратный процесс фильтрации раствора или 15дисперсионной среды в пласт. Однако,в случае ниэкопроницаемого пласта,через который фильтрат бурового раствора не может фильтроваться, обратные массообмецные процессы (иэ скважины в пласт) не происходят или незначительны. В этом случае на стенкахскважины не образуется экран (фильтрационная корка), газ не оттесняетсяот поверхности контакта с буровым35раствором и не создаются препятствиядля протекания диффузионных процессовв системе скважина-пласт. Посколькувязкость жидкости намного превышаетвязкость газа и поступление жидкости 4 Ов пласт затруднено, то диффузионныйпроцесс направлен преимущественно изпласта в скважину. Скорость протекания диффузионных процессов оценивается по формуле 45 ленни протекания диффузионного процесса.ЬВеличинаявляется эквивалентомДХизменения 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 . параьрметра в , хотя объемное содержаниеДХгаза 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 1 б,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 11,1 Ж, 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.1В 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. Осуществляютпромывку 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 ле чего осуществляют промывку при различных стационарных режимах работы буровых насосов. При этом начинают промывку при минимальном расходе бу" рового раствора и заканчивают при максимальном. Время выдерживанияскважины без циркуляции и промывки при каждом стационарном режиме выбирают таким образом, чтобы на устье скважины можно было надежно обнару жить порции раствора, проциркулировавшего через забой при каждом режиме промывки. После этого задают рабочий режим промывки и осуществляют циркуляцию при этом режиме. В про цессе проведения указанных операций осуществляют непрерывный контрольплотности нагнетаемого в скважину и выходящего из скважины бурового раствора и определяют содержание га- у 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 дящем из скважины растворе определяют интенсивность поступления газа в раствор при разных режимах промывки скважины. По 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 гидростатического 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 повыситьтехнико-экономические показатели бурения," сократить расход утяжелителя и химических реагентов, снизить количество аварий, повысить скорость бурения скважин и качество вскрытия пластов.1 Формула изобретения1Способ 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 а ю щ и й 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 стабилизациипоступления газа в скважину.1432205 Составитель В.Архипов Техред М.Моргентал Корректор В,Гирняк Редактор Л.Гратилло 5402/26 Тираж 531 Подписное ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий 113035, Москва, Ж, Раушская наб., д, 4/5