ГОСТ Р 53240-2008 Скважины поисково-разведочные нефтяные и газовые. Правила проведения испытаний

     10 Испытание пластов приборами на кабеле

10.1 Испытания пластов приборами на кабеле включают две операции:

- гидродинамический каротаж - измерение пластового и гидростатического давления и последующий расчет коэффициентов гидропроводности пород в точках измерения;

- опробование пластов - отбор и подъем герметизированных проб пластовых флюидов.

Испытания выполняют с помощью одной и той же аппаратуры, содержащей скважинный прибор и наземный пульт управления.

Скважинный прибор выполняет следующие операции:

- изоляцию исследуемого участка ствола скважины путем прижатия к стенке герметизирующего резинового башмака;

- вызов притока жидкости и газа из коллектора за счет перепада давления между пластом и емкостью прибора;

- измерение давления в полости стока прибора;

- герметизацию и подъем на поверхность отобранной пробы.

Прибор должен содержать взаимозаменяемые узлы опробования и испытания, а также от одного до трех баллонов, емкостью 6 дм каждый, для утилизации пробы (пробосборник). Сменными являются датчик давления, который подбирают на предельную величину ожидаемого давления в скважине, и герметизирующий башмак двух типоразмеров для скважин различного диаметра.

10.2 Испытания проводят после комплекса ГИРС для исключения неоднозначной геологической интерпретации данных комплекса ГИРС в пластах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами для определения межфлюидных контактов и пластовых давлений в продуктивных пластах.

10.3 Благоприятные условия для проведения испытаний существуют в вертикальных и слабонаклонных скважинах диаметром от 146 до 280 мм при температуре до 120 °С и давлении от 8,5 до 80 МПа против пластов с тонкой глинистой коркой и постоянным диаметром скважины.

10.4 Испытания не проводят в горизонтальных и наклонных (с наклоном более 40°) скважинах, а также в интервалах ствола, препятствующих плотному прилеганию башмака к стенке скважины вследствие образования толстых глинистых или шламовых корок, волнистой поверхности и трещиноватости стенок скважины.

10.5 Выбор интервалов и глубин испытаний зависит от решаемых геологических задач и особенностей строения геологического объекта:

- для выделения коллекторов методом ГДК исследуют весь предполагаемый коллектор от подошвы до кровли с шагом от 0,2 до 1,0 м в зависимости от его толщины. Коллекторы выделяют по наличию притоков из исследованных участков пласта;

- для установления граничных значений геофизических параметров, необходимых для выделения коллекторов по количественным критериям, в интервал испытаний включают участки пласта, характеризующиеся различными геофизическими характеристиками, в том числе заведомо непроницаемые участки, и проводят их испытания из расчета не менее трех точек на участок. Сопоставляя характеристики ГИРС с результатами испытаний, устанавливают граничные значения геофизических параметров;

- измерения пластового давления при наличии зон аномально высокого или аномально низкого пластового давления в одновременно эксплуатируемых многопластовых залежах, при неравномерной выработке запасов с применением систем заводнения и прорывах нагнетаемых вод, выполняют в пределах всех проницаемых интервалов последовательно снизу вверх.

10.6 Для оценки характера насыщенности коллекторов толщиной более четырех метров пласт исследуют первоначально в режиме ГДК с шагом 0,5-1,0 м от подошвы к кровле.

Далее среди исследованных участков выбирают наиболее проницаемые, по одному в подошвенной, кровельной и центральной частях пласта.

После этого в режиме ОПК испытывают участок в подошвенной части пласта. Если из него получена проба нефти или газа без признаков пластовой воды, то пласт считают продуктивным.

При наличии в пробе пластовой воды последующим спуском опробуют кровельную часть пласта. Если при этом будет установлено наличие пластовой воды, то пласт считают водоносным. Если в кровельной части пласта получены нефть или газ, а в подошвенной - вода, то последующими опробованиями в переходной зоне уточняют положение межфлюидного контакта.

При определении межфлюидного контакта первоначально устанавливают его положение по данным ГИРС или с использованием другой информации (например по гипсометрическому положению контакта и кровли пласта). Первая точка испытания должна соответствовать глубине предполагаемого контакта. Если получена проба нефти или газа, то следующую точку ОПК намечают на 2 м ниже; если в пробе присутствует вода, то на 2 м выше. Если в новой точке испытания смена флюида не наблюдается, то процедуру повторяют снова с интервалом 2 м до смены флюида или до получения смеси воды и углеводородов. Определение положения контакта, когда расстояние между участками с разным характером насыщенности составляет менее 2 м, проводят последующими опробованиями снизу вверх с шагом 0,5 м до первого появления в пробе углеводородов.

Определение проницаемости в точках пласта, исследованных методом ГДК, осуществляют по зарегистрированным кривым давления. Если по результатам исследований изменения давления не зарегистрированы, участок считается непроницаемым. При отсутствии сведений о вязкости флюида вычисляют параметр подвижности флюида в пласте.

10.7 Первичную калибровку преобразователей давления проводит изготовитель аппаратуры с помощью аттестованных измерительных приборов в термобарокамере при заданных термобарических режимах.

Периодическую калибровку проводят каждые два года с помощью тех же технических средств.

Полевую калибровку датчика давления не проводят. Ориентировочно работоспособность датчика проверяют по измеренным в скважине значениям гидростатического давления.

10.8 Подготовительные работы к исследованиям проводят в стационарных условиях в закрытом помещении, приспособленном для работ с горюче-смазочными материалами.

Перед выездом на скважину проводят разборку прибора и проверку его узлов и деталей для выявления возможных механических повреждений и свободного перемещения подвижных деталей. Проверенные детали подготавливают к сборке согласно руководству по эксплуатации прибора и технической инструкции [2].