Признаки приближения и вхождения в зону АВПД
(+ - увеличение, - - снижение, 0- неизменность величины параметра, ( ) - возможное изменение параметра)
| Характерные признаки | Вскрываемый разрез | ||
| Барьер давления | Переходная зона | Зона АВПД | |
| Градиент температуры раствора на выходе | - | + | + |
| Скорость проходки | - | + | + |
| Признаки неустойчивости ствола скважины | - | + | 0 |
| Уровень раствора в емкостях, скорость потока на выходе | 0 | 0 (+) | + |
| Плотность раствора на выходе | 0 | 0 (-) | - |
| Газосодержание раствора | 0 | + | + |
| Флюидные коэффициенты С1/С2 , С1/С2 + С1/С3 | 0 | - | + |
| Количество шлама на вибросите | - | + | 0 (+) |
| Размер частиц шлама | - | + | 0 |
| Плотность шлама | + | - | - |
| Газонасыщенность шлама | 0 | + | + |
| Общая пористость пород | - | + | 0 |
| Открытая пористость пород | - | 0 | + |
Выделение пластов-коллекторов по данным промыслово-геофизических исследований
В терригенном разрезе в общем случае породы-коллекторы характеризуются следующими признаками:
1) отрицательной аномалией на диаграммах каротажа потенциалов самопроизвольной поляризации;
2) наличием глинистой корки, отмечаемой сужением диаметра на кривых кавернометрии;
3) низкими показаниями гамма-каротажа;
4) неравенством показаний потенциал - и градиент-зондовна диаграммах микрокаротажа;
5) наличием зоны проникновения, параметры которой определяются по данным зондирования каротажного бокового;
|
|
|
6) повышенными показаниями «индекса свободного флюида» на диаграммах каротажа ядерно-магнитного;
7) повышенными значениями суммарных газопоказаний на диаграммах газового каротажа;
8) наличием фильтрации промывочной жидкости в пласт по данным каротажа фильтрационного.
Карбонатные коллекторы с межзерновым типом пористости выделяются по тем же признакам, что и терригенные коллекторы.
1). Выделение карбонатных коллекторов со сложным типом пустотного пространства осуществляется путем: сопоставления значений коэффициентов пористости между собой и с критическими значениями пористости.
Например, если коэффициенты пористости, определенные по данным каротажа сопротивления (КпКС ), акустического (КпАК), нейтронного гамма - (КпНГК) и гамма-гамма-каротажа (КпГГК), выше критического значения пористости и равны между собой, то выделенный интервал является коллектором с межзерновой пористостью, если КпНГК = КпГГК > КпКС = КпАК , то в коллекторе преобладает кавернозный тип пустотного пространства, а при КпНГК = КпГГК < КпКС = КпАК - трещинный;
2). Путем графического сопоставления каротажных кривых, функционально связанных с пористостью (КС, АК, НГК, ГГК). Для этого кривые нормализуются против опорного интервала с межзерновым типом пористости, а участки расхождения кривых в зависимости от знака расхождения интерпретируются как интервалы с преобладанием либо кавернозного, либо трещинного типа пустотного пространства.
|
|
|
Кроме того, существуют и др. способы определения коллекторов, например способы двух растворов, «каротаж — испытание — каротаж», способ временных измерений геофизических параметров с изменением или без изменения скважинных условий и др. специальные способы.
Опробование пластов
Комплекс работ, выполняемых в скважине с целью вызова притока пластовых жидкостей и газа, отбора их проб и определения их ориентировочного дебита.
Процесс опробования пластов может быть условно разделен на три стадии:
а) выбор объектов опробования и подготовка скважины к испытанию;
б) испытание пласта;
в) исследование пласта.
При наличии нескольких объектов опробования все стадии повторяются, за исключением выбора объектов, но число объектов и их положение уточняются после опробования предыдущих.
Выбор объектов опробования проводится по совокупности геологической, технической и геофизической информации не только по данной скважине, но и по всему изучаемому району (месторождению).
|
|
|
Аналогично выполняется и подготовка скважины к опробованию (спуск обсадных колонн, цементирование затрубного пространства, оборудование устья скважины, испытание колонны и устьевой арматуры на герметичность, подбор комплекса оборудования для опробования).
Испытание пласта в нефтяной геологии проводится с целью установления характера его нефтегазоносности, получения основной геолого-промысловой информации для подсчета запасов нефти и газа промышленных категорий и для составления проектов разработки. Испытания ведутся в скважинах всех категорий как в процессе их бурения, так и после окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны.
Работы по испытанию пластов в процессе бурения осуществляются по мере вскрытия перспективных интервалов разреза, т. е. «сверху вниз». Обязательным условием получения достоверных данных является максимально возможное сохранение природных фильтрационных свойств вскрываемых пород и обеспечение гидравлической связи между породами и скважиной. Достигается это регулированием физико-химических параметров промывочной жидкости, которые должны исключать возможность как открытого фонтанирования скважины, так и поглощения буровой жидкости пластом.
|
|
|
В законченных бурением скважинах, после спуска обсадной колонны, для вскрытия пласта проводится перфорация колонны. Плотность перфорации (число отверстий) и тип перфоратора выбирают в зависимости от строения пласта, его коллекторских свойств, конструкции скважины, температуры и давления в интервале испытания. Процесс испытания в обсаженной скважине осуществляется «снизу вверх». Изоляция испытанных объектов от расположенных выше достигается установкой цементных мостов.
Исследование пласта является заключительным этапом его опробования. Операции по исследованию пластов в процессе бурения осуществляются с помощью комплекта испытательных инструментов на трубах или на каротажном кабеле. В некоторых случаях испытатель пластов применяется и в обсаженных скважинах.
Исследование проводится, если получен существенный приток жидкости (более 1—3 м3/сут) или газа (более 1—3 тыс. м3/сут). При этом измеряются дебиты нефти, газа, конденсата или воды при установившихся режимах фильтрации, соответствующие им забойное и устьевое давление и температура, ведутся наблюдения над восстановлением пластового давления и уточняется начальное пластовое давление, выявляются изменения состава жидкостей и газа при различных режимах работы скважины (в том числе при безводных режимах ее эксплуатации), определяется количество выносимой породы.
По уточненным данным рассчитываются коэффициенты продуктивности, газовые (конденсатногазовые) факторы, давление насыщения, определяются коэффициенты пьезопроводности и водопроводимости. После завершения всех операций отбирают устьевые и глубинные пробы всех полученных жидкостей и газов. Число глубинных проб нефти, воды, газа и конденсата должно быть не менее трех.
Отобранные пробы подвергаются различным исследованиям. При этом в первую очередь определяются:
— для нефти: фракционный и групповой состав отдельных фракций, содержание силикагелевых смол, асфальтенов, масел, парафинов, серы, иногда редких металлов, содержание твердых частиц, вязкость и плотность (в пластовых и стандартных условиях), температура начала кипения, изменение объема и вязкости при различных давлениях в пластовых и поверхностных условиях, коэффициент упругости, а по глубинным пробам — давление насыщения нефти газом, газовый фактор, коэффициент усадки;
— для газа (растворенного и свободного): содержание (об. %) метана, этана, пропана, бутанов., пентанов, гексанов и более тяжелых УВ, а также аргона, гелия, водорода, сероводорода, углекислого газа, азота, плотность по воздуху, теплота сгорания;
— для конденсата: содержание его в пластовых условиях (г/м3 или см3/м3), давление начала конденсации при пластовой температуре и давление максимальной конденсации на устье, фракционный и групповой состав, содержание парафина и серы, температура начала кипения, цвет, плотность и вязкость при 20 °С, выход конденсата (конденсатный фактор, г/м3), отсепарированного при различных давлениях;
— для воды: полный химический состав, включая определение ценных попутных компонентов (йод, бром, бор, литий и др.), а также плотность, цвет, содержание твердых частиц, количество и состав растворенного в воде газа, содержание и состав ОВ, электрическое сопротивление.
Акты создаваемые при ИПТ подрядчиками необходимо сохранить и переслать КИП. Акты используются для определения насыщения пласта при составлении геологического отчета и заключения.
Дата добавления: 2018-05-02; просмотров: 1335; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!