Способ определения пластового давления Советский патент 1988 года по МПК E21B47/06 

Изобретение относится к области строительства скважин преимущественно на газ и может применяться для оперативного определения пластовых давлений в процессе бурения.

Цель изобретения - повьпцение точности оценки пластового давления слабопроницаемых пластов;

Па чертеже приведен условный гра- фик зависимости между интенсивностью поступления газа в раствор (g) и давлением в скважине (Р).

Кривая 1 описывает процесс для высокопроницаемых газоносных пластов, кривые 2 и 3 - дпя слабопроницаемых. Для высокопроницаемых пластов (кривая 1) с увеличением давления в скважине Р поступление газа в раствор уменьшается и при Р больше пластово- го Р газ в скважину не поступает. 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 npoNfciBKy скважины при разных объемных расходах бурового 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 скважи- йы), однако промывку скважины начинают при отсутствии циркуляции бурового раствора с последующим циклическим повьппением 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.

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.

д

о

5

0

5

0

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, которьй препятствовал бы диффузионным, осмотическим и другим процессам в системе пласт-скважина.

При вскрытии слабопроницаемьгх 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 б.урением или изоляции пласта обсадной колонной. Это 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„ - PC) , (1) где g - интенсивность поступления газа из пласта в скважину} С - коэффициент сопротивления перемещению газа в пласте при его поступлении в скважину, зависящий от коллекторских свойств пласта; Р - пластовое давление; Рр - давление в скважине; ui - показатель степени, которьй

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„ Рр интенсивность поступления, газа становится равной нулю, а при Pf, Рр наступает обратный процесс - из скважины в пласт поступает раствор с обрляовлиием на стенках скважины фильтрационной глинистой корки. Поступающий в пласт раствор или его фильтрат оттесняют газ из приствольной части с кважины. Образование фштьтрационной 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 низкопроницаем1-гх пород при выполнении условий Р Р интенсив- кость поступления газа н скважину определяется также уравнением (1). Изменяется лишь константы С и с, харак- теризукицие свойства пласта, Тое. имеет место прямая зависигюсть между не- личиной создаваемой депрессии и интенсивностью поступления газа в скваUX

25

30

35

жину.

газа в растворе уменьшается или может,

стабилизироваться на определенной величине.

Уменьшение содержания газа в растворе произойдет за счет увеличелия производительности промывки. Например, если через забой скважины в те- . чение 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 поступлени-Я газа увеличится и составит 250 л в 1 мин. Содержание газа в растворе на поверхности составит в этом случае 11,15, 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,

которую осуществляется диффу-50 а содержание газа в

зионный процесс;

массовая скорость диффузии}

При Р„ ; Рр должен начаться обрат- ньй процесс фильтрации раствора или дисперсионной среды в пласт. Однако, в случае низкопроницаемого пласта, через который фильтрат бурового раствора не может фильтроваться, обратные массообменные процессы (из 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 буровьгм раствором и не создаются препятствия дЛя протекания диффузионных процессов в системе скважина-пласт. Поскольку вязкость жидкости намного превышает вязкость газа и поступление жидкости в пласт затруднено, то диффузионньй процесс направлен преимущественно из пласта в скважину. Скорость протекания диффузионных процессов оценивается по формуле

40

45

ES п 2 .с dt ьх

(2)

где S - площадь поверхности, через

dm

dt

D

JiP uX

коэффициент диффузии, определяемый свойствами газа (скоростью движения молекул и длиной свободного пробега); градиент плотности диффунди- дируемого вещества в направ-

55

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

лении протекания диффузионного процесса.

Величина -- является эквивалентом

йХ

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 параЛрметра - -, хотя объемное содержание

UX

25

30

35

40

45

(2)

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

промывку скважины с контролем плотности бурового раствора. Убеждаются, что плотност ь выходящего из скважины раствора и содержание газа в нем стабилизировались и не растут. После этого выполняют следуниций 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 бурового раствора и заканчивают при максимальном. Время вьвдерживания скважины без циркуляции и промывки при каждом стационарном режиме выбирают таким образом, чтобы на устье скважины можно было надежно обнару- жить порции раствора, проциркулиро- вавшего 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 контроль плотности нагнетаемого в скважину и выходящего из скважины бурового раствора и определяют содержание га- 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 скважине при разных режимах промывки. Строят график в координатах: интенсивность поступления газа в раствор динамическое давление в кольцевом :,

5 О

Q д

5

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 газосодержшцего пласта, полученное значение принимают за пластовое давление. В случае, если на графике отсутствует участок с обратной зависимостью между давлением и интенсивностью газопритока, гидростатическое давление к скважине превьппа- ет пластовое.

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

I 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, отличающийся 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, соответствукяцее началу увеличения или стабилизации поступления газа в скважину.

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