Способ исследования необсаженных скважин Советский патент 1989 года по МПК E21B33/13 E21B49/08 E21B33/12 

Изобретение относится к горной про- влшленности и может быть использовано при исследовании нефтегазоразведочных скважин трубными испытателями пластов в открытом стволе.

Целью изобретения является повьппе- ние эффективности способа за счет возможности предотвращения-нефтегазо- проявлёния и ухудшения проницаемости пласта при многоцикловом отборе флюида.

Сущность способа заключается в спуске в скважину испытателя пластов, пакеровке интервала пласта с опорой на стенки скважины, многоцикловом отборе флюида из пласта с изменяющимся уровнем депрессии, последующем переводе пакеров в транспортное положение и подъема испытателя пластов из скважины. После отбора флюида осуществляют последовательное дополнительное сн тие и постановку пакеров вдоль всего интервала продуктивного пласта, при этом количество постановок п определяют из выражения

Н

S

где Н - мощность интервала продуктивного пласта, м;

п

S - длина пакерного уплотнения

в сжатом состоянии, м. Дополнительная постановка пакеров в интервале продуктивного пласта позволяет восстановить защитную изоляцию продуктивного пласта за сче деформации породы пласта и запрессовки в нее глинистых частиц бурового раствора уплотнительным элементом пакера.

Выбор количества постановок из указанного выражения обеспечивает восстановление защитной изоляции на полную толщину продуктивного пласта.

Способ реализуют в следующей последовательности.

Проводят спуск пластоиспытателя и пакеровку сверху и Снизу интервала продуктивного пласта мощностью, например Н 2,0 м. Осуществляют исследование продуктивного пласта путем многоциклового отбора флюида с изменяющимся уровнем депрессии на пласт..

По окончании исследования пласта нижнее пакерное уплотнение устанавливают напротив подошвы пласта и осуществляют повторную пакеровку. При условии, что длина пакерного уп- лотнения в сжатом состоянии S 0,4м согласно зависимости количество дополнительных постановок пакера п 5. Кажду последующую .постановку осуществляют после перемещения всей ком поновки вверх на интервал, равный S. Таким образом, с помощью нижнего пакерного .уплотнения и частично, якоря пластоиспытателя достигаются деформационное уплотнение проницаемой горной породы на стенках скважины и запрессовка ее пор и трещин глинистыми фракциями бурового раствора, поступающего в зазор между пакером и стендами скважины за период времени между пакеровкэми. После обработки пласта пакерные уплотнения окончательно переводят в транспортное положение и пластоиспытатель извлекают из скважину.

Пример. Оценивали продуктивность проницаемого интервала в открытом стволе скважины, которая находилась в бурении. С момента вскры тиЯ исследуемого интервала прошло .четверо суток. Боковое каротажное зондирование показало, что зона никновения фильтрата бурового раство

Q р j

0

5

рэ в проницаемьй интервал составила 1-1,3 м. На большем удалении от ствола скважины фиксировали стабильный радиальный градиент сопротивления коллектора. Повышенный градиент сопротивления в удаленной зоне позволяет оценить проницаемый интервал, как нефтенасыщенный. Толщина пласта 1.5м. Производили спуск пластоиспытателя типа КИИ - 2М - 146 с пакер- ными уплотнениями типа ПД-НГМ-185-210, длина одного пакера - 2700 мм,длина уплотнительного элемента в сжатом состоянии - 600-800 мм. Осуществляли пакеровку сверху и снизу проницаемого интервала и исследование пласта путем многоциклового отбора флюида с изменяющимся уровнем депрессии на пласт. Во время притока произошло разрушение защитной глинистой корки.

В дальнейшем это могло служить причиной дополнительного ухудшения его проницаемости. Для восстановления защитной изоляции коллектора осуществляли снятие пакерных уплотнений, перемещение пластоиспытателя вверх на 0,5-1 м и повторную установку пакера непосредственно в нижней части интервала пласта. При этом уп- лонительным элементом пакера.бьша деформирована порода на стенках скважины и осуществлена запрессовка в нее глинистых фракций бурового раствора. Защитная изоляция была восстановлена в интервале воздействия сжатого уплотнительного элемента лазера (600-800 мм) . Затем операции по снятию пакероВ; перемещению пластоиспытателя вверх (на 600-800 мм) и распакеровке были вьшолнены повторно . Защитная изоляция была восстановлена на интервале уже 1s21.6м. Для гарантированного перекрытия защитной изоляцией всего интервала коллектора осуществляли еще одно перемещение и распакеровку уплотнительного элемента в интервале кровли пласта. После создания таким образом защитной изоляции в интервале 1,8-2,4 м (на полную толщину пласта при общем числе дополни- . тельных постановок пакера п-3) пластоиспытатель извлекали из скважины

и приступали к ее дальнейшему бурению. Через пять суток бурения, после испытания интервала, было проведено боковое каротажное зондирование. Зона проникновения фильтрата

515

бурового раствора в проницаемый интервал составила 0,5-1 м. I Таким образом, создание защитной изоляции на стенках скважины путем их уплотнения пакерными элементами пластоиспытатепя позволило снизить интенсивность проникновения фильтрата бурового раствора в пласт не менее, чем на 40%.

По окончании бурения скважины указанный интервал повторно был испытан в колонне.

Снижение коэффициента продуктивности пласта по результатам испытания-, в открытом стволе и в колонне составило 10%. Средняя величина снижения коэффициента продуктивности по результатам испытаний в открытом стволе и в колонне составляет 15-20%

Формула изобретения Способ исследования необсаженных

скважин, включающий спуск в скважину испытателя пластов, изоляцию пакера46

ми интер:-:а.п tc с опорой t a стелки скважиШ:., отбор флюиде с гяющимся уровнем депрессии на п..аст и последующий подъем кспытателя пластав из скважины, о т л и ; г ь Д и ;; с ч reMj что, с цель noBbrinpin-w Чч- фективности способа за счет возмож кости предотвращения нефтегазопрояв- ления и ухудшения проницаемости пласта при многоцикловом отборе флюида, после отбора осуществляют многоразовое последовательное снятие и постановку пакеров вдоль всего интервала продуктивного пласта, при этом количество постановок п определяют из вьфажения

,Н

п

где Н - мощность интервала продуктивного пласта, м

S - длина пакерного тшотнекия пластоиспьггателя в сжатом состоянии, м.

Изобретение относится к горной пром-сти и предназначено для исследования нефтегазоразведочных скважин. Цель изобретения - повышение эффективности способа за счет возможности предотвращения нефтегазопроявления и ухудшения проницаемости пласта при многоцикловом отборе флюида. В скважину спускают испытатель пластов. Изолируют пакерами интервал пласта с опорой на стенки скважины. Флюид отбирают с изменяющимся уровнем депрессии на пласт. Затем осуществляют многоразовое последовательное снятие и постановку пакеров вдоль всего интервала продуктивного пласта. Кол-во постановок определяют из выражения: N=H/S, где H-мощность интервала продуктивного пласта, м

S-длина пакерного уплотнения пластоиспытателя в сжатом состоянии, м. В последующем испытатель пластов поднимают из скважины. Создание защитной изоляции на стенках скважины позволяет снизить проникновение фильтрата в пласт.