8. Оперативная обработка результатов испытания

8.1.1. Первичное определение качества пробы состоит в том, чтобы установить соответствует ли скважинная проба флюиду, который находился в пробоотборной камере в момент закрытия его клапанов в точке отбора ИПТ. По этому признаку различают три вида скважинных проб:

• - качественная проба (пробоотборник герметичен и компонентный состав отобранной пробы не изменился);
• - частично дегазированная проба (пробоотборник негерметичен и в процессе его подъема произошло выделение газа из жидкости);
• - некачественная проба (не закрыты один или оба клапана пробоотборника, флюид в пробоотборнике в процессе подъема ИПТ перемешался со скважинкой жидкостью).

8.1.2. Для определения качества отобранной пробы используются результаты визуального контроля и замера давления в пробоотборнике. Перед осмотром пробоотборник необходимо отмыть от грязи и шлама и обтереть насухо ветошью. Появление пузырьков газа и капелек жидкости в местах соединений свидетельствует о негерметичности пробоотборника.

Давление в пробоотборнике является существенным критерием качества пробы. При испытании глубокозалегающих объектов и значительном отличии забойной температуры от поверхностной, давление в пробоотборнике может оказаться ниже, чем на глубине отбора пробы. В этом случае если не обнаружено визуальных признаков негерметичности пробоотборника, пробу следует считать качественной.

8.1.3. Для однозначного заключения о характере насыщения испытываемого объекта необходимо отбирать не менее трех проб пластовой жидкости, две из которых должны давать равнозначные показания по давлению насыщения и газовому фактору.

8.1.4. Уточнение характера насыщения пласта по результатам анализа скважинных проб базируется на информации о физико-химических свойствах пробы, составе газа (углеводородной части и содержании других компонентов - азота, двуокиси углерода, сероводорода, инертных газов и др.), объеме газа, растворенном в жидкости, давлении насыщения, содержании асфальтенов, коэффициенте светопоглощения.

8.1.5. Отобранная проба может быть представлена нефтью, пластовой водой, буровым раствором или его фильтратом, газом или смесью флюидов в различных соотношениях (приложение Д). В ряде случаев указанных критериев недостаточно и для однозначного ответа о характере насыщения пласта следует применять данные газокаротажных станций и геолого-технологического контроля. Учет информации по ГИРС, ГТИ и ИПТ является обязательным условием объективной интерпретации для заключения о характере насыщения испытанного объекта.

8.1.6. Средний состав углеводородного газа, выделенного из пробы, взятой при испытании нефтенасыщенного (А) и водонасыщенного (Б) объектов, представлен на рисунке 8.1.1.

Рисунок 8.1.1

Если в пробе имеются прямые признаки нефти, данные о составе газа служат только подтверждением заключения о нефтесодержащем пласте.

Если в пробе газа имеется повышенное содержание изобутана (> 5%) и изопентана (> 4%), а отношение содержания изопентана к нормальному пентану меньше единицы, то испытан пласт с признаками остаточной нефтенасыщенности.

Если выделенный газ содержит большое количество метана (> 70-80%), незначительное количество изобутана (< 0,3%) и изопентана (< 0,5%), то наиболее вероятно отсутствие нефтенасыщенных пластов в интервале испытания. Если отобранная проба представляет собой газ, то углеводородный состав позволит уточнить его принадлежность.

При этом можно дать два варианта заключения:

1. газ выделился в пласте из нефти или воды при давлении на забое, которое значительно ниже давления насыщения;
2. газ отобран при испытании газоносного пласта.

8.1.7. Для выявления характера насыщения испытуемого объекта нужно использовать соотношение различных компонентов полученного газа между собой (таблица 8.1.1). Наиболее информативными являются такие газовые коэффициенты, как C1/C2 + в; С2/С3; н – С4/и - С4, но только совместное использование нескольких газовых коэффициентов позволяет более однозначно определить тип газа (залежи), следовательно, и характер насыщения.

Таблица 8.1.1

8.1.8. Количество газа, растворенного в жидкости (Гс) (больше 3-5 м3/м3), является признаком углеводородных скоплений в испытываемом интервале. Как правило, высокое значение Гс отмечается, когда в пробе содержится хотя бы некоторое количество нефти.

Когда в пробе нет прямых признаков нефти, повышенное значение Гс может явиться признаком наличия нефтеносного пласта в интервале испытания. Чтобы оценить, насколько фактический Гс, обусловленный не только растворенным, но и свободным газом в пробоотборнике, выше максимального при пластовых значениях температуры и давления, можно воспользоваться палеткой (рисунок 8.1.2).

Рисунок 8.1.2

Пониженная величина Гс при отборе нефти может стать показателем негерметичности пробоотборника. В целом же величина Гс подлежит интерпретации с учетом всего комплекса данных, полученных при испытании и анализе отобранной пробы.

Если отобран фильтрат бурового раствора (без примеси пластовой воды), содержащий повышенное количество углеводородных газов, то это может быть признаком нефтенасыщенности пласта в испытываемом интервале.

8.1.9. Давление насыщения жидкости газом является дополнительным параметром, если жидкость и газ имеют одинаковый состав и определяется количеством растворенного газа. По сравнению с фоновыми значениями повышенная величина давления насыщения, особенно, если она близка к характерным для нефтяных залежей, может служить признаком наличия нефтенасыщенного пласта в интервале испытания или пространственной близости залежи к данной скважине.

При интерпретации величины давления насыщения необходимо учитывать также состав газа. Повышенное давление насыщения за счет высокого содержания в газе азота и метана при отсутствии тяжелых компонентов (бутана, пентана и выше) еще не является признаком отсутствия нефтенасыщенного пласта.

8.1.10. Высокое содержание асфальтенов может оказаться причиной низкой подвижности нефти ввиду ее сильной окисленности. Для установления окисленности нефти может быть использован фотоколориметрический метод, поскольку для анализа достаточно небольшое количество нефти.

Между содержанием асфальтенов и величиной коэффициента светопоглощения Ксп нефти установлена прямая зависимость, которая получена по результатам исследования нефтей ряда месторождений и горизонтов:

, (8.1.1)

Высокое значение Ксп (> 4000 - 5000) следует интерпретировать как признак высокой окисленности нефти и ее малой подвижности.

Изучение физико-химических свойств пластовой и дегазированной нефти является обязательной составной частью при исследовании нефтяных залежей. Определение углеводородного состава газа, минерального компонентного состава пластовой воды, а также других физико-химических свойств необходимо при подсчете запасов, проектировании разработки и гидродинамических исследованиях скважины.

8.2.1 На основании исходных данных о проведении работ с ИПТ в скважине, полученной информации о наличии или отсутствии притока в процессе испытания и анализа диаграмм глубинных манометров проводят оперативную оценку качества технологических операций по испытанию объекта. Схемы размещения скважинных манометров в компоновке ИПТ и их типовые диаграммы представлены в приложении Е. По первичному анализу информации проведенные работы с ИПТ рекомендуют разграничить на категории:

• - испытание технически качественное (завершенное), если оно проведено без аварий и осложнений и полностью (или частично) решена поставленная задача;
• - испытание технически некачественное (незавершенное), если при его выполнении наблюдались посадки, затяжки инструмента, повышенное шламонакопление на забое, частичная негерметичность бурильных труб, поглощение бурового раствора, отказ буровых механизмов и узлов ИПТ, а также отличия фактических параметров режима от запланированных и нарушения технических условий и требований правил безопасности и охраны окружающей среды.

8.2.2. Испытание объекта должно считаться качественным и завершенным, если были выполнены следующие условия:

• в трубах поднята пластовая жидкость, отобрана герметичная проба жидкости;
  • - на диаграммах манометров, установленных под фильтром, в фильтре и в трубах над ИПТ, имеются четкие линии записи нулевой линии, кривой притока (КП) и восстановления давления (КВД);
  • - на диаграмме манометра, установленных в трубах над ИПТ, однозначно оценивается герметичность бурильных (НК) труб и узлов ИПТ;
  • - на диаграммах манометров, установленных под фильтром, в фильтре и в устройстве для измерения затрубного давления (УЗД), зафиксированы герметичная пакеровка, открытие клапана ИПТ, закрытие ЗП и постоянное давление в затрубном пространстве.

8.2.3. При однозначном установлении притока пластового флюида в процессе испытания пласта явными признаками потенциальных его возможностей являются объем притока и его интенсивность, форма диаграммы кривой притока и восстановления забойного давления (выпуклость, кривизна линии и наличие пологого конечного участка КВД).

8.2.4. При отсутствии очевидных признаков притока критерием завершенности испытания может служить наличие качественных диаграмм скважинных манометров, на которых зарегистрирован процесс испытания объекта (нулевые линии, герметичность труб, открытие клапана ИПТ и закрытие ЗП на КВД, повторный цикл «открыто - закрыто»).

В случае, если испытание пласта было выполнено технически правильно, по анализу диаграмм скважинных манометров правомерно отнести объект испытания к практически «сухому», т. е. отсутствует приток в трубах, по КВД давление не восстанавливается.

8.2.5. На основании определения характера насыщения объекта испытания, анализа диаграмм изменения давления скважинных манометров и обобщения многолетнего опыта по испытанию составлены критерии достоверности информации, которые распределены по степени их влияния на результаты испытания и рекомендуются для применения при выдаче заключения.

Критерий 1. Продолжительность притока (Т) в одном из циклов испытания не менее 60 мин. Исключением являются объекты с сильной интенсивностью притока.

Критерий 2. В одном из циклов испытания при времени (t) регистрации КВД и соотношении t ≥ Т восстановление давления должно быть не менее 0,9 от величины депрессии (ΔРm) в конце открытого периода.

Критерий 3. В акте на выполненные работы по испытанию должно быть указано об активности проявления притока на устье скважины при стабильном положении уровня жидкости в затрубном пространстве, акт должен быть подписан мастером (начальником партии) по испытанию и представителем Недропользователя.

Критерий 4. На диаграмме манометра под фильтром забойное давление должно быть записано в форме плавной линии в течение процесса испытания. Величина общего снижения давления должна быть не менее двойной чувствительности регистрирующего манометра. Забойное давление начала записи КВД должно быть не менее давления долива жидкости в трубы до испытания.

Критерий 5. Условиями вскрытия объекта бурением сохранена гидродинамическая связь испытываемого пласта со скважиной. Интервал испытания вскрыт на буровом растворе с контролируемой водоотдачей, без поглощения, продолжительность циркуляции раствора до испытания интервала не более 120 ч.

Критерий 6. Время регистрации КВД t ≥ 60 мин.

Критерий 7. В момент открытия приемного клапана ИПТ забойное давление снижается не менее, чем на 5,0 МПа от величины Рпл.

Критерий 8. После подъема ИПТ опрессовкой на устье скважины запорного клапана подтверждена его герметичность в дополнение к записи КВД.

Критерий 9. Незагрязненная прискважинная зона пласта, КС < 2,0.

Критерий 10. По хроматографическому анализу капель нефти, поднятых в пробоотборнике, установлена ее принадлежность к объекту испытания.

Критерий 11. Режим испытания и контроль за содержанием притока выполнены в соответствии с утвержденным планом по испытанию скважины ИПТ.

Критерий 12. По диаграмме давления манометра, установленного под фильтром, фактическая начальная депрессия на пласт не менее, чем в три раза превышает репрессию бурового раствора при вскрытии объекта. Интервал испытания не более 10 м.

Критерий 13. Дебит жидкой фазы продукции притока (нефти, воды) определен с погрешностью не более 15%.

Критерий 14. По КВД, зафиксированной манометром под фильтром, пластовое давление снижается от цикла к циклу испытания.

Критерий 15. Дебит газа замерен в условиях квазиустановившегося режима притока (по регистрации забойного давления и дебита жидкой фазы).

8.2.6. Критерии достоверности информации по испытанию скважины рекомендуются в качестве определяющих признаков при обработке данных ИПТ с целью классификации значимости коллекторов по притоку пластового флюида и оценки технической успешности выполненных работ. Характеристика объекта испытания (объем притока, проявление активности, содержание флюида) должна совпадать с полученной при испытании (приложение Ж).

8.2.7. По информативным спускам ИПТ определяют фактические режимные характеристики испытания. По выделенным коллекторам дают оценку их насыщения, устанавливают гидродинамические параметры пласта. Нефтегазонасыщенные коллекторы оценивают на их промышленное значение, уточняют пластовое давление и состояние околоствольной зоны.

По объектам, где приток практически отсутствует, т.е. пласт «сухой», обработка результатов на этом завершается.

По объектам с неоднозначной оценкой определяют причины неопределенности (возможных ошибок) и условия, при выполнении которых в повторном испытании будет получен достоверный результат (установлено наличие или отсутствие коллектора).

...Назад. Раздел 7 | Содержание | Раздел 9. Далее...