Способ газометрии скважин Советский патент 1975 года по МПК E21B47/00 G01V9/00 

1

Изобретение относится к способам геофизических исследований скважин.

Известен способ газометрии скважин по авт. св. № 434167, заключающийся в накоплении газа в свободном состоянии на устье закрытых, ликвидированных или специально пробуренных скважин без циркуляции бурового раствора, определении количества газа, времени его накопления и состава.

Этот способ газометрии неприменим для исследования скважин обсаженных.

С целью обеспечения газометрии обсаженных скважин, согласно предложенному способу, в обсал енных скважинах, кроме исследуемого пласта, одновременно вскрывается вышележащий проницаемый водоносный пласт с более низким пластовым давлением, чем испытываемый пласт, и, соответственно, с более низким уровнем гидростатического столба жидкости.

На фиг. 1 схематически изображена скважина, обсаженная колонной; на фиг. 2 показана кривая изменения давлений во времени на устье скважины, имеющей переток нефти; на фиг. 3 - кривая изменения давления во времени на устье скважины, имеющий нереток газа.

В подлежащей ликвидации разведочной скважине, обсаженной колонной 1 и вскрывЩей предполагаемый перспективным на нефть

или газ пласт 2, вскрывают вышележащий водоносный пласт 3, в котором ожидается наличие гидростатического столба с более низким уровнем, чем в нил ележащем пласте. Устье скважины закрывают и устанавливают датчик давления 4 (при этом фиксируют дату установки), настроенный на подачу сигнала в момент увеличения давления на устье. Момент подачи такого сигнала, свидетельствующий о начале накопления свободного газа (нефти) в верхней части скважины, регистрируется. После получения сигнала о начале накопления газа (нефти) дальнейшее увеличение давления на устье фиксируется во времени. По истечении времени, достаточного для стабилизации давления на устье, отбирают пробы газа (нефти). Полученные данные с учетом конструкции скважины обрабатывают и определяют скорость притока газа (нефти). Значения скорости притока газа (нефти) рассматривают как показатель перспективности разведуемого пласта.

Сущность предложенного способа газометрии состоит в следующем. В скважине в момент закрытия устья давление в интервале вскрытия пластов 3 и 2 выше пластового РЗ и Р2 соответственно. После герметизации устья давление в стволе в интервале вскрытия пласта 3 падает (из скважины жидкость отфильтровывается в пласт) и устанавливается равным пластовому РЗ. Но так как в пласте 3 уровень гидростатического столба ниже уровня гидростатического столба в нижележащем пласте 2 (что характерно для подавляющего большинства скважин нижнего Поволжья), то в интервале вскрытия пласта 2 устанавливается давление ниже пластового PZПри наличии нефти (газа) в пласте 2 она поступает в скважину под влиянием создавшейся депрессии давления. В дальнейшем с 10 момента начала работы пласта 2 темп и характер кривой изменения давлений на устье скважины зависят не от количественной характеристики притока, которая для каждого пласта остается постоянной, а от его качества. 15 В том случае, если имеет место приток нефти, в первый период времени на устье скважины всплывает и накапливается дегазированная нефть. На устье наблюдается сравнительно медленное нарастание давления (см. фиг. 2, 20 период I). В процессе всплывания пластовой нефти, газ из нее выделяется по мере падения давления и растворяется в растворе (например, в воде), которым заполнена скважина. После того, как раствор будет насыщен выде- 25 ляющимся из нефти газом, газовые пузыри начинают всплывать и происходит накопление газа в верхней части скважины, которая выполняет роль ловушки. Скорость изменения давления на устье увеличивается в периоде II 30 и характеризует накопление газа в нефти в верхней части ствола скважины. В течение первых периодов накопления газа и нефти вода (раствор) из скважины выжимается в пласт 3. Уровень раздела нефть - вода (раствор) понижается и достигает пласта 3, после чего начинается период III исследования, в это время нефть отжимается в пласт 3. Начало периода III исследования фиксируется оче- 40 5 35 редным изломом кривой нарастания давлений на устье скважины. В этот период давление на устье скважины становится постоянным, при этом уровень раздела газ-нефть может достигнуть интервала пласта 3, что зависит от величины давления насыщения нефти газом. При стабилизации давления на устье нефть с нефтяного пласта 2 уходит в пласт 3, т. е. имеет место переток нефти из пласта 2 в пласт 3. В случае притока газа из пласта 2 кривая нарастания давления на устье имеет вид, показанный на фиг. 3. Характер изменения давления на устье скважины остается постоянным. Стабилизацией давления фиксируется достижение уровня раздела газ-вода интервала пласта 3 и начало перетока гагза из пласта 2 в пласт 3. В случае отсутствия газа и нефти в пласте 2 давление на устье скважины не изменяется или имеет незначительные изменения вследствие перераспределения раствора в стволе скважины под действием сил гравитации. Продолжительность исследований скважин предложенным способом не превышает одного года, а в большинстве случаев одного - трех месяцев достаточно для получения данных, характеризующих продуктивность пласта. Предмет изобретения Способ газометрии скважин по авт. св. 434167, отличающийся тем, что, с целью обеспечения проведения исследований в обсаженных скважинах, одновременно с исследуемым пластом вскрывают вышележащий проницаемый пласт с поверхностью уровня столба гидростатического давления ниже поверхности уровня столба гидростатического давления исследуемого пласта.

Р,кг/смг nepu.j I / I

Период Ш

Период Ц