(5) СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЛАСТОВ В НЕОБСАЖЕННЫХ
СКВАЖИНАХ
1
Изобретение относится к нефтепро мысловой геофизике, в частности к способам исследования пластов путем отбора проб пластового флюида из стенок необсаженных скважин.
Известен способ исследования пластов путем отбора проб пластового флюида, который определяет насьвценность пласта и проницаемость пласта, а также измеряет пластовое давле- , ние. По нему после отбора пробы пластового флюида с регистрацией давления и скорости отбора производят герметизацию пробы и подъем ее на поверхность для анализа Г1 15
Недостаток такого способа заклюяается в том, что количество точек . для исследования за один спуско-подъем ограничено необходимостью подъема пробы для анализа.20
Наиболее близок к предлагаемому способ исследования пластов в необсаженных скважинах, включающий изолирован.ие участков стенки скважины, вызов притока пластового флюида и его отбор с регулированием давления в процессе отбора, герметизацию пробы, регистрацию температуры при изменении давления в пробоприемной каме.рв также регистрацию электрического сопротивления и скорости поступающего флюида, выброс пробы в скважину.
О насыщенности пласта судят по характеру изменения температуры в пробоприемной камере при изменении давления загерметизированной пробы. Эти операции повторяются на других точках и сравнение результатов указанной операции позволяет произвести разделение пластов по водонефтегазонасыщенности 2.
Недостатками данного способа являются сложность интерпретации зависимости температуры от давления, а при наличии в пробе смеси-воды и нефти невозможность определения их соотношения, а также подъем пробы жидкости на поверхность при определении ее 39б вязкости. Величина вязкости необходима при расчете проницаемости пласта, и она должна определяться в условиях, подобных пластовым, и с тем же количеством растворенного газа. В противном случае может возникать значительная погрешность. Например, для Ромашкинской нефти при изменении температуры с 40 до вязкость во растает в 2 раза и соответственно по решность в определении проницаемости без учета этого фактора будет равна 100. Цель изобретения - повышение эффе тивности определения насыщенности и повышение точности определения проницаемости пластов. Указанная цель достигается тем что после герметизации разделяют про бу флюида на фазы, затем при выбросе пробы измеряют объем и вязкость каждой фазы и о насыщенности судят по величине вязкости и процентному содержанию каждой фазы, Проба пластового флюида представляет собой многофазную смесь. Например, в нефтяных месторождениях проба обычно бывает представлена смесью нефти и фильтрата бурового раствора (воды). В газоконденсатных месторож дениях проба может быть представлена смесью газа, конденсата и воды. Также при отборе смеси воды и нефти в приемной камере имеется эмульсия вода-нефть. В предлагаемом способе с целью определения насыщенности пробы производится разделение пробы на фазы. Разделение может осуществляться путем пропускания через пробу электрического тока, отстоя, центрифугирования и др. При этом происходи слияние капелек нефти или воды, кото рые соответственно их плотности пере мещаются вверх или вниз приемной камеры. Таким образом происходит разде ление Пробы флюида по высоте приемной камеры в зависимости от плотности фаз. При выборе пробы из камеры имеет место поочередный выброс каждой фазы Измеряя при этом объем и вязкость каждой фазы, можно судить о водонефт газонасыщенности пробы, так как вязкость воды, нефти и газа резко отличаются друг от друга. Наименьшей вязкостью обладает газ, вязкость воды близка к 1 сП, вязкость нефти дос тигает нескольких десятков сантипауз Повышение точности определения прони цаемости достигается измерением вязкости при температуре и давлении, близких к пластовым, без изменения компонентного состава пробы, Определение состава пробы произведено по величинам вязкости каждой фазы. На фиг. 1 изображена зависимость изменения вязкости выбрасываемой пробы; на фиг. 2 - устройство для исслепластов в необсаженных сквадованияжинах. Устройство включает электропривод 1, связанный с насосом 2 с системой регулирования давления и управления рабочими органами 3, децентратрр для прижатия устройства к стенке скважины, герметизирующий элемент 5, изолирующий участок пласта на стенке скважины, клапан 6 на линии отбора, клапан 7 на линии выброса, калиброванное отверстие 8 на линии выброса для измерения вязкости выбрасываемой пробы, разделительный поршень 9 и электроды 10, находящиеся в пробоприемной камере 11, компенсатор с дифференциальным поршнем 12, полость 13 которого заполнена воздухом под атмосферным давлением, датчик 14 давления, датчик 1S объема пробы, соединенный с разделительным поршнем 9. . Устройство работает следующим образом. Опускают прибор :В скважину на кабеле в положении, показанном на фиг. 2, и устанавливают в точке исследования пласта. Герметизирующий элемент 5 прижимают деце.нтратором 4 к стенке скважины. При этом пробоприемная камера оказывается изолированной от скважины. Включают электропривод 1, и насосом 2 перекачивают рабочую жидкость из-под разделительного поршня 9 в полость компенсатора 12, разрежая воздух в полости 13. При этом система регулирования и управления рабочими органами 3 позволя; ет производить отбор с регулированием депресии на пласт. Поршень перемещается, и в пробоприемную камеру 11 поступает из пласта флюид. В процессе работы устройства производится измерение давления в камере 11 датчиком И и перемещения поршня датчиком 15 объема пробы. После отбора пробы из исследуемой точки пласта клапан 6 перекрывает канал отбора пробы,: герметизируя приемную камеру. Между электродами 10 пропуск ется переменный ток, производящий ра рушение водонефтяной эмульсии и ускоряющий разделение пробы на фазы. После разделения пробы нафазы открывается клапан 7 и проба вытесняется в скважину. Вначале вытесняется фаза с меньшей плотностью, например газ, затем нефть и в последнюю очере вода. Вытеснение пробы проис ходит через калиброванное отверстие 8, которое позволяет измерить величи ну вязкости каждой фазы. Здесь вязкость фазы будет определяться по формуле . , где /t-- динамическая вязкость фазы, Па-с; ДР- перепад давления на концах, калиброванного отверстия. Па; V- объем выбрасываемой фазы пробы, t-время выброса фазы пробы, с I К-коэффициент, определяемый пр градуировке и учитывающий геометрические размеры калиб рованного отверстия, м. Диаграммы измерения давления и объема пробы с метками времени, полу ченные при выбросе пластового флюида позво1}яют производить определение -на сыщенности пробы и измерить величину вязкости каждой фазы пробы и вязкость всей пробы флюида. В последнем случае при измерении вязкости всей пробы возможно исключение процесса разделения.на фазы. перемещение поршня 9 при выбросе (осуществляется под действием давления, возникающего за счет дифференциального поршня 12. Величина этого давления равна гидростатическому, умноженному на соотношение площадей дифференциального поршня. При необходимости откачки фильтрата из призабойной зоны пласта процесс отбора и выброса пробы повто ряется до получения чистого пластового флюида. О поступлении чистого флюида судят по стабилизации величины его вязкости, точнее времени выброса пробы. Устройство позволяет производить измерение объема растворенного газа путем снижения давления в камере. Пр давлении в камере ниже давления насыщения выделяется, газ из пробы и величина приращения объема камеры характеризует газовый фактор пробы. Подобным образом «ожно исследовать все интересующие интервалы за один спуск без подъема пробы на поверхность. Предлагаемый способ был опробован на скважине Ромашкинского месторождения. Исследованию подвергался нефтеносный пласт песчаника в интервале 1811,2-1813,2 м на глубине 1812,2 м. Исследование производилось картотажным испытателем пластов ИПК-7-10, Калибровочный коэффициент линии выброса для данного прибора был равен ,47-ICT M. Результаты измереНИИ приведены в таблице; Как видно из таблицы, результаты определения насыщенности и вязкости пробы в скважине и на поверхности подтверждают возможность достижения поставленной цели. Расхождение результатов измерений в скважине и на поверхности обусловливаются изменением температуры и давления после подъема пробы на поверхность и ее дегазацией. Использование изобретения позволит повысить эффективность и качество исследования пластов в необсаженных скважинах. Способ позволяет без подъема пробы на поверхность определить ее насыщенность и вязкость. Кроме того, измерение вязкости пробы в пластовых условиях повышает точность ее измерения и, в конечном счете, точность определения проницаемости пласта. Последнее является в.ажным при выборе режима эксплуатации нефтяного Пласта. Экономический эффект достигается за счет сокращения времени простоя буровой, сокращения воемени работы геофизической партии, исключения операции по исследованию пробы, повышения точности определения проницаемости пластов, повышения оперативности выдачи материалов по исследованию пластов заказчику, что ведет к ускорению ввода скважины в эксплуатацию. Результаты расчета показывают, что годовая эффективность одного комплекта с учетом уменьшения простоя бурОвой под геофизичесч ие работы, уменьшения стоимости работы геофизической партии повышается с 36,13 до 38,46 тыс. руб., т.е. на 2,33 тыс.руб.
X S
z
CM
оs
оI
о(u
«N Т
Ш
S Io.
П ffl
(I) tK lO о
о IQ. и
С hO
s .
0s
I hПЗ HI
R
л
о
СП о
fo q
L. к
u i:; C m
IПЗ о
I Ф
-o X
u о
S о
S (U ct I
о s
ffl X W TO
: ffl
о a о
Ш
s ь
(0
о ct
о s
X S
X q
Q. e
0) ffl 2
о Ю
С о
a та c
a
кз:
sI
Xa)
0)c;
Q.Ф
0)CI
ZCO
n та s Q.
(i s
X
та
т ш
з: о.
с: Формула изобретения Способ исследования пластов.в необсаженных скважинах, включающий изолирование участка стенки скважины, вызов притока пластового флюида, отбор пробы пластового флюида с регули,рованием давления в процессе отбора, регистрацию давления в пробоприемной камере и скорости притока флюида, герметизацию пробы и выброс пробы в скважину, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности определения насыщенности пластов и повышения точности определения
ff
Soffff 36
Смесь
}/ефть
У
фиг. / k10 проницаемости пластов, после герметизации разделяют пробу флюида на фазы, затем при выбросе пробы измеряют объем И вязкость каждой фазы и о насыщенности судят по величине вязкости и процентному содержанию каждой фазы. Источники информации,. принятые во внимание при экспертизе 1.Патент США № 3577781, кл. 73-155, опублик. 1971. 2.Авторское свидетельство СССР по заявке № 2806700/22-03, кл. Е 21 В 7/00, 1979.
