Способ выбора режима испытания пластов трубными испытателями

Союз СоветскикСоцналнстнческмхРеспублнк ОП ИСАНИЕИЗОБРЕТЕН ИЯК АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ и 883368(51) М. Кл. Е 21 В 47/00 с присоединением заявкиЬоудоротванный комитет СССР"Щ.еверо.Кавказский государственный на проектный институт нефтяной промынефтяной промышленности(71) Заявитель 54) СПОСОБ ВЫБОРА РЕЖИМА ИСПЫТАНИЯ ПЛАСТОВ ТРУБНЫМИ ИСПЫТАТЕЛЯМИе 1 О Изобретение относится к испытаниям перспективных пластов в процессе бурения скважин трубными испытателями пластов и може быть использовано для выбора технологическ параметров режимов испытаний предприятиями Миннефтепрома, Мингеологии и др.Известен способ определения оптимальной продолжительности периодов испытания скважин испытателями пластов на трубах, Способ основан на том, что производительность врем ни притока может быть определена только в процессе испытания пласта на основе наблюд ния за интенсивностью проявления,По интенсивности проявления при испытании пласты разбиваются на четыре группы: проницаемые, интенсивность проявления которых на притоке четко отмечается на устье; практически непроницаемые пласты, при испытании которых проявления не наблюдается, а в процессе восстановления давления манометры фиксируют отсутствие роста давления;пласты с низкой проницаемостью, не представляющие промышленного интереса, дающие слабые притоки, проявление такого пласта на устье не фиксируется или отмечается оченьслабо; проницаемые пласты со сниженнымиколлекторскими свойствами в прискважиннойзоне вследствие закупорки пор к моменту иснытания и проявляют себя слабо. Исходя из деления пластов и практическогоопыта работ, принимают продолжительностьпериодов испытания 11,Однако, перед испытанием способ не позволяет планировать такие технологические параметры, как время притока и депрессию, передаваемую на пласт. Кроме того, в процессеиспытания, когда отмечается слабый притокпластового флюида или приток отсутствует,нельзя отличать непроницаемый пласт от плас.та с хорошими коллекторскими свойствами,то со сниженной проницаемостью в прискважинной зоне. Для выявления характера насыщенности пласта необходимо производить повторные испытания с откорректированными параметрами режимов испытаний.Известен способ определения режимов испытания, в котором время стояния на притокепринимают в широком диапазоне от 15 - 20 миндо нескольких часов, исходя из практики испытания 21.Однако в известном способе время притока выбирается без учета депрессии, передаваемой на пласт, и его коллекторских свойств.Это приводит к тому, что, как показала практика работ с испытателями пластов, по 30%испытаний не получают однозначного ответаоносительно насыщенности пластов,Известен также способ выбора режимовиспытания пласта трубными исиьгтателями,включающий измерение естественных потенциалов горных пород, фактического диаметраствола скважины и определение величины относительных амплитуд естественных потенциалов 3.Однако этот способ позволяет производитьвыбор режимов испытаний только для пластов с хорошими коллекторскими свойствами,так как нрелтя притока ограничено до 30 миц,н то время как для пластов средней и пониженной проницаемости, а также для пластовс ухудшенной ироиицаемостью ирискнажиц.цой зоны необходимое время притока составляет свыше 1 ч,Цель изобретения - повьиисггие достоверности получения притока и эффсктннцосги испы тания,Поставленная цель доспи ается ем, г 1 о согласно способу выбора режима испытанияпласта, включающему измереггие ес гест венныхпотенциалов горных пород, фактического диаметра ствола скважины и определение огггосительных амплитуд естественных ио 1 епциалон,дополняется корреггяционцой занисцмостьюудельного коэффициента иродуктиниос 1 ц о 1относительных амгшитуд аномалии ес 1 естнсц.ных потенциалов.Установив по указанной корреляционнойзависимости величину ожидаемого удельногокоэффициента продуктивности ц ггзмеринэффективную мощность пласта, подлежащегоиспытанию, определяют минимально необходимое время Притока ио формуле(ч 5 8 псТ=3,39 и рьРИгде 1:) - диаметр скважины, м;И - интервал исгтьгтаггигг, м;ЬР - . депрессия на илас, мПа;- эффективная мощность н интервалеЗгрисиыгания, м;А - относительная алгплггтуда аномалииестестнеггггьгх по гецциалов ,Я - основание натура:гьцого Иогарифма.Сггособ осушествляется слелующцм образом.Осуществляю 1 с 1 ацдаргггьгй электрокарог ажи измеряют значения есгес 1 неццых потсцциа лов горных пород, затем проводят кавернометрию и измеряют фактический диаметр ствола скважины, определяют величину относительной амплитуды естественных потенциалов и устанавливают корреляционную зависимость относительных амплитуд аномалий естественнььх потенциалов и удельного коэффициента продуктивности на базе ранее проведенных испытаний (фиг. 1).Удельный коэффициент продуктивности определяется по корреляционной зависимости с величиной относительной амплитуды аномалий естественных потенциалов, которая для никнемеловых отложений Восточного Предкавказья составляет;гС8,2 Апс+з Ч т=,р,9 гргде Гобъем отбираемой пробы жидкостипри испытании;- депрессия ца пласг",Л эффективная мощность н ицтерва.ле испытания;удельный коэффициент продуктивности.Учитывая, что объем отбираемой пробы более трех объемов интервала испытания скважины, и подставив в формулу значениеудельного коэффициента продуктивности, определенного по корреляционной зависимости,ползучим ЗО-) гг +,-8,2 Апс,Т=339 40 д -эд 1 чге ;) - . диаметр скнажигия н интервале испытания;И - ицтернал испытания:Ь Р - депрессия ца плас;эффективцая мощность в игг 1 срнале испытания;зо- основание цауральцого логарифма;Д, - относительная амплитуда аномалииестественных потенциалов.Врелгя стояния ца притоке коррекгируюг взависимости от вероягцости иригока и соо- ношения депрессии н процессе испытания крепрессии в процессе бурения (фиг. 2).Ежегодно на скважинах объсдиггеггий "1 рознеФть" и "Дагнефть" ггровоггисгг 00 оисрагде С - удельный коэффициент продуктивности;20 А,ц. - относительная амплитуда аномалии естественных потенциалов;Далее измеряют эффективную моцностьпласга в интервале испытания и определяютвремя стояния ца притоке по формуле 255 883 ций с ИП, из которых 70% (140 операций) оказываются технически успешными, Из этих 140 технически успешных операций 25% не дают полной ш;формации, т.е, 35 объектов требуют дополнительного изучения после спус ка эксплуатационной колонны.Применение предлагаемого метода позволит отказаться от испытания указанного количест. ва (35) объектов в колонне, что при средней экономии 10 тыс. руб, на один объект даст 10 годовой экономический эффект 350 тыс. рублей. Формула изобретения Способ выбора режима испытания пластов трубными испытателями путем определения времени стояния на притоке, включающий измере. ние естественных потенциалов горных пород, диаметра ствола скважины и определение относительных амплитуд естественных потенциалов, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью повышения достоверности получения притока и эффективности испытания, по корреляционной зависимости от величины относительных амплитуд аномалии естественных потенциалов определяют удельный коэффициент 368 6продуктивности испытуемого пласта, измеряют эффективную мощность пласта в интервале испытания и определяют минимальное время стояния на притоке по формуле2Т =ЪЖ 4 Р 8мин дЯ. 11сргде Р - диаметр скважины, м;И - интервал испытания, м;Ьг - депрессия на пласты, мПа;Пз - эффективная мощность пласта в интервале испытания, м;8 - основание натурального логарифма;Ьс - относительная амплитуда аномалий 15 естественных потенциалов,Источники информации,принятые во внимание при экспертизе1, Сухоносов Г. Д. Испытание необсаженных скважин, М., "Недра", 1978, с. 119.202. Лсашин А. М, Испытание скважин. М.,"Недра", 1973, с. 140,3. Разработка и внедрение методики и тех.нологии комплексного изучения разрезов сквв25жин. Тематический обзор МВНИИОЗНГ,1977, с, 16-26 (прототип).р Л. Бокшан. Редактор Н, Кончицк Подпимитета СССРкрытийаб., д, 4/5 Тираж 630 ВНИИПИ Государственного ко по делам изобретений и о 3035, Москва, Ж - 35, Раушская