Способ измерения пластовогодАВлЕНия Советский патент 1981 года по МПК E21B47/06 

(54) СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

Изобретение относится к измерительной технике и может найти применение при геофизических работах в геологоразведке и нефтегазодобыче. Известны способы и устройства для измерения давления на забое и у пласта скважины с помощью глубинных манометров и других датчиков давления 1 и 2. Известно устройство для измерения пластового давления в необсаженных скважинах. Способ измерения пластового давления этим устройством заключается в том, что перед спуском его в скважине восстанавливают гидростатическое давление, равное пластовому (т. е. уровень столба бурового раствора остается постоянным на все время измерения), спускают пакерующее уст ройство с клапанами и датчиком давления и измеряют давление столба жидкости испытуемого пласта. Полученные таким способом данные не имеют высокую точность и редко соответствуют пластовым давлениям, так как прежде всего невозможно восстановить гидростатическое давление, равное пластовому из-за осмотических перетоков, происходящих в скважине между пластовыми флюидами и буровым раствором. В реальных условиях, в скважине, при вскрытии любых пластов происходят осмотические перетоки между флюидами пласта и буровых растворов, вследствие различной степени их минерализации (соленасыщенности), сопровождаемые перепадами давления (мгновенными), достигающими десятков и даже сотен атмосфер. Таким образом, даже при изоляции зоны измеряемого пласта от с.толба бурового, в результате осмотических перетоков от бурового раствора в пласт или из пласта в буровой раствор, показания датчика давления резко искажаются и полученные данные не соответствуют величинам истинного пластового давления. Целью изобретения является повышение точности и снижение погрещности при измерении истинного пластового давления. Указанная цель достигается тем, что измеряют степень минерализации бурового раствора в изолированной части скважины, затем заменяют буровой раствор изолированной части скважины на другой и измеряют степень минерализации и по полученным данным определяют осмотическое давление, а пластовое давление РПЛ определяют согласно уравнению: Р-В Р - давление на забое, атм; РО -осмотическое давление, атм. На фиг. 1 показана схема реализации способа; на фиг. 2 - график восстановления давления в изолированной части скважины. В скважину 1 на трубах 2 спускают гидравлический пакер 3, имеющий в нижней части клапанное седло 4. В нижней части пакера 3 крепятся датчики давления 5, соединенные кабелем 6 с вторичным прибором 7. В процессе работы через внутреннюю полость труб 2 запускают щар 8, который при создании давления в трубах 2 и внутренней полости пакера 3 сядет на седло 4 и перекроет сквозное отверстие в пакер 3. Способ реализуется следующим образом. Опустив в ствол скважины 1 гидравлический пакер 3 до забоя скважины, запускают шар 8 и создают циркуляцию бурового раствора с минерализацией С до тех пор, пока шар 8 не сядет на седло 4, перекрыв тем самым сквозное отверстие в нижней части пакера 3. При продолжении закачки жидкости в трубы 2 во внутренней полости пакера 3 создается избыточное давление. Стенки пакера 3 растягиваются, прижимаются к стенкам скважины 1, и нижняя часть ствола скважины у забоя вместе с оставшимся там буровым раствором оказывается изолированной от вышележащего столба бурового раствора. Через некоторое время зависящее от величины пластового давления и объема подпакерной части ствола скважины давление на забое сравнивается с пластовым. Датчики 5 передадут сигнал замера давления на прибор 7, где будет зафиксировано давление на забое Р однако, не истинно пластовое, так как благодаря разнице в минерализованном (солевом) составе бурового раствора и составе флюидов пласта происходят осмотические перетоки, сопровождающиеся перераспределением давления, в зависимости от того, куда осуществляется переток - из скважины в пласт или из пласта в скважину. Кривая Р получается в результате восстановления осмотического давления при степени минерализации бурового раствора с . После этого давление в трубах 2 и в полости пакера 3 сбрасывается и, например, с помощью обратной циркуляции через затрубное пространство скважины 1 вводят буровой раствор с иной степенью минерализации с (больщей и меньщей). Степень минерализации измеряется известным кондуктометрическим способом. Заменив с помощью, например, обратной циркуляции (ли 80 бо с помощью каких-либо других средств) буровой раствор, тем же способом создают давление в трубах 2 и пакером 3, отсекают часть ствола скважины 1 с оставшимся (новым) буровым раствором. Замеряют новое давление Р , на которое соответственно влияют новые величины осмотических перетоков и новая величина осмотического давления Роем (см. фиг. 2). По полученным данным давления и по формуле: (Р-Й (Р-Р). определяют величину осмотического давления, а по формуле: РИА пл .f - РОС/Ч опреде ляют истинное пластовое давление, где р -давление на забое скважины при минерализационном составе бу рового раствора С , атм.; Р - давление на забое при с - концентрация солей в первонаначальном буровом растовре, %; С- концентрация солей в последующем буровом растворе, %; К- коэффициент пропорциональности: t - время восстановления давления, час. Предложенный способ прост в осуществлении и имеет экономические преимущества: сокращает время проведения измерения, время простоев скважины и потери от простоя. Формула изобретения Способ измерения пластового давления путем изоляции части ствола скважины от влияния гидростатического давления столба бурового раствора и замера в ней давления, отличающийся тем, что, с целью повышения точности и снижения погрешности измерений, измеряют степень минерализации бурового раствора в изолированной части скважины, затем заменяют буровой раствор изолированной части скважины на другой и измеряют степень минерализации и по полученным данным определяет осмотическое давление, а пластовое давление Рплопределяют согласно уравнению: где р- давление на забое, атм; осмотическое давление, атм. Источники информации, принятые во внимание при экспертизе 1.Казьмин В. С. Справочник по геологоразведочному бурению на нефть и газ. М., Гостоптехиздат, 1962, с. 238-261. 2.Авторское свидетельство СССР № 439597, кл. Е 21 В 47/06, 15.08.74.