Опробование пластов, определение проницаемости, испытание скважин

Что это?

Три этих термина являются синонимами, если речь идет, главным образом, о выявлении тех свойств пластов, которые влияют на прохождение флюида через породу, независимо от того, является ли пласт коллектором газа, водоносным горизонтом или горной породой вокруг выработки.

Компания «Sigra» проводит такие испытания для нефтяной, горнодобывающей, строительной отраслей и для предприятий по добыче грунтовых вод.

Процесс включает вызов притока и выявление изменений давления, связанных с таким притоком. Методы испытания предусматривают откачку из скважины или закачку в нее и измерение перепадов давления в такой скважине либо в соседних контрольных скважинах в течение периодов притока и восстановления давления.

Из-за разной глубины и флюидов порядок проведения испытаний может отличаться, но принципы остаются неизменными. При этом в разных дисциплинах применяются разные системы измерений. Инженеры-нефтяники оперируют сантипуазами для определения вязкости и миллидарси для выражения проницаемости. Инженеры-гидротехники увязывают оба параметра с плотностью и получают единицу, известную как «коэффициент проницаемости» или, точнее, «гидропроводность», также именуемую «коэффициентом фильтрации».

КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ОПРОБОВАНИИ ПЛАСТОВ С ПРИМЕРАМИ ПРИМЕНИТЕЛЬНО К УГЛЮ

Испытания проницаемости в условиях естественного залегания выполняются для определения степени проницаемости геосреды. Они всегда подразумевают измерение оттока из скважины или притока в нее. Кроме того, они включают измерение давления. Обычно такие замеры проводятся в испытательной скважине, но могут выполняться и в наблюдательных скважинах.

При проведении испытаний на проницаемость необходимо учитывать следующее:

Известны ли геометрические параметры испытываемой формации?

Это касается любых разновидностей границ, например, сбросов, выклинивания или поглощения грунтовыми водами, а также относится к прилегающим формациям.

Являются ли эти формации уплотнительными слоями, газовыми куполами, водоносными горизонтами или переменными зеркалами грунтовых вод?

Провести правильный анализ результатов испытаний скважины, не зная геометрических параметров, невозможно. Однако зачастую результаты испытаний скважины помогают найти ключ к определению геометрических параметров пласта-коллектора.

Сколько фаз (газ, вода, масло) присутствует в рассматриваемом продуктивном пласте?

Специфичность решения для многофазного испытания всегда подвергается сомнению.

Гораздо удобнее проводить испытания на преобладающей фазе.

Если говорить об угле в исходном состоянии, то такой фазой обычно является вода, поскольку большинство видов угля, как правило, бывают насыщены водой до тех пор, пока давление не понизится, и не выделится газ.

Является ли проницаемость неодинаковой по различным направлениям?

Большинство видов угля имеют выраженную направленную проницаемость.

Как изменяется проницаемость во время добычи или отбора флюидов?

Обычно уголь имеет выраженную зависимость между эффективным напряжением и проницаемостью.

При снижении давления в пласте всего на несколько мегапаскалей проницаемость углей может изменяться на порядок.

Что происходит вблизи ствола испытательной скважины?

Состояние формации в призабойной зоне, как правило, отличается от состояния остального продуктивного пласта.

Это может быть обусловлено следующими причинами:

  1. Фильтрация технологических жидкостей в призабойную зону пласта, изменяющая вязкость флюида вблизи скважины
  2. Попадание твердых частиц в поровое пространство или кливаж вблизи скважины и изменение проницаемости
  3. Изменения эффективного напряжения в призабойной зоне, изменяющие проницаемость формации. Это явление относится, в частности, к углям.
  4. Отделение формации от массива в призабойной зоне, что ведет к увеличению проницаемости вокруг скважины. Этот пример относится, в частности, к гравию и пескам, которые отделяются в процессе релаксации на экранированной залежи
  5. Нелинейные влияния потока в призабойной зоне. В продуктивных пластах с повышенной проницаемостью показатели расхода могут становиться настолько высокими, что поток рядом со стволом скважины начинает завихряться.
  6. Фазовая вариация в призабойной зоне. В угольных залежах давление можно снижать в течение достаточно длительного для выделения газа из угля времени. Из-за многофазности газ может частично заблокировать движение воды по направлению к стволу скважины.

Объем флюида в стволе скважины может играть важную роль при испытаниях скважины, если интенсивность потока в скважину меньше по сравнению с объемом скважины.

Это характерно для жидкостей, когда объем флюида в скважине увеличивается и уменьшается при изменении уровня жидкости, или для газовых скважин из-за изменения объема при разных давлениях в скважине.

Радиус исследования при опробовании скважины имеет значение, т.к. важно знать, насколько представительным является объем пласта, в котором проводятся испытания.

Если объем слишком мал, результат испытания может просто характеризовать зону повреждения или напряжения раствором вокруг скважины.

Если объем слишком большой, он позволяет получить достоверный результат. Чем выше проницаемость и чем дольше испытание, тем больше зона влияния.

Для получения характеристик исследуемой зоны «Sigra» придерживается концепции среднеквадратичного радиуса исследования.

Анализ результатов испытаний скважины должен обеспечивать возможность определения проницаемости, пластового давления, степени нарушения проницаемости призабойной зоны и радиуса исследования. Этого проще всего достичь путем испытания скважины с использованием единственного режима расхода, после которого следует период наращивания давления, когда поток отсутствует. Если испытание продолжается, можно наблюдать общее снижение давления (перепад давления в пласте) и делать некоторые выводы о размере месторождения. Если есть возможность использования наблюдательных скважин, можно получить дополнительную информацию о состоянии запасов флюида и направленной проницаемости продуктивного пласта.

Проведение сложного испытания с разными режимами расхода теоретически возможно, если свойства продуктивного пласта остаются абсолютно неизменными, и известны геометрические параметры продуктивного пласта. На практике в большинстве случаев это нежелательное осложнение. Оно, в частности, относится к ситуациям со значительными колебаниями давления в призабойной зоне, когда режимы расхода приводят к изменениям эффективного напряжения и проницаемости в зоне вокруг ствола скважины. Если требуется дополнительная информация о влияниях в призабойной зоне, лучше провести испытание с одним режимом расхода, при котором за восстановлением следует автономное испытание ступенчатым изменением режима.

Виды испытаний

При любом измерении необходимо всегда помнить о практических аспектах. Первым из них является обеспечение простоты любой процедуры проведения испытания. Второй касается обеспечения возможности анализа получаемых результатов испытаний.

Испытания в отдельной скважине – это испытания, целиком проводимые только в одной скважине. В случае надлежащего проведения эти испытания можно анализировать для получения информации о средней геометрической проницаемости, а также, с допущениями, – о режиме потерь в призабойной зоне скважины. Испытание в отдельной скважине нельзя анализировать для получения достоверных оценок объема флюида в продуктивном пласте, например, сжимаемости, пористости продукта. упругоемкости пласта или удельной водонасыщенности.

Испытания многоствольных скважин можно использовать для получения информации о направленной проницаемости и объемах флюида, при условии, что некоторые скважины используются для наблюдений. Эти испытания могут иметь разные варианты. Наиболее распространено испытание одной самоизливающейся скважины, окруженной другими скважинами, содержащими пьезометры для определения изменений давления флюида в них. В качестве альтернативы испытание может включать несколько скважин с последовательным притоком и наблюдением в других скважинах. Приток может происходить в одном режиме, при этом информацию о пласте получают, исходя из изменений давления во времени. Также данные о продуктивном пласте можно получать путем отбора пробы или закачки в импульсном режиме и наблюдения за временным сдвигом поступающего импульса.

Испытания наливом или откачкой воды – самой простой способ испытаний. В скважину заливают некоторое количество воды, и уровень флюида снижается по мере истечения в формацию. Это испытание можно проводить, только когда геометрический напор в формации ниже нулевого горизонта. Данное испытание относится к переменным режимам притока с изменением давления в скважине. Из-за направления притока флюида флюид, вводимый в пласт, не является пластовым, и поэтому не может иметь такую же вязкость. К тому же он может содержать твердые частицы, что ведет к закупориванию кливажей или пор рядом со стволом скважины. Эти явления и изменение давления в скважине приводят к переменным воздействиям в призабойной зоне, которые при анализе невозможно отделить от поведения пласта. Несмотря на работу Хворслева (1951) и другие публикации, появившиеся с тех пор, эти испытания не позволяют получать достоверной интерпретации результатов.

Испытания с помощью пакеров на протяжении многих лет применялись в гражданском строительстве. Базовая методика была предложена Морисом Люжоном (1933). Часть скважины перекрывают пакерами и закачивают воду с давлением на поверхности в 1 атм. Гидропроводность выражают в люжонах. Эмпирически она определяется как гидропроводность, требуемая для достижения расхода в 1 литр в минуту на один метр интервала опробования при эталонном давлении воды, равном 1 МПа. Значение в люжонах возрастает пропорционально увеличению расхода. Такое испытание не учитывает изначальный гидрогеологический напор флюида (уровень) в скважине. Оно также предполагает, что поток быстро приходит в состояние равновесия, и не учитывает воздействия в призабойной зоне. Три этих допущения означают, что результаты испытания невозможно перевести в действительные значения проницаемости. Этот метод иногда применяется при опытном определении степени разрыва исследуемой толщи пород, однако его использование для других целей не рекомендуется.

Пробная откачка считается стандартным методом испытаний, используемым гидрогеологами. Такие испытания проводятся обычно при постоянном режиме, поскольку именно в этом случае возможен самый эффективный анализ. При низкой проницаемости статистически значимое содержание добытого флюида можно получить, исходя из объема флюида в стволе скважины. Настройка расхода в начале испытания всегда доставляет проблемы, и в случае пониженного расхода выдерживать постоянный темп откачки с достаточной точностью зачастую бывает довольно сложно. Если удается поддерживать постоянную скорость откачки, то при продолжительной откачке можно получить качественные результаты. Это относится, прежде всего, к тем случаям, когда точки наблюдения, оснащенные пьезометрами, распределены по периметру скважины, оборудованной насосом. В таких условиях потери в стволе оказываются несущественными, и становится возможным определение параметров формации, в частности, проницаемости и емкости.

Пробную откачку можно также выполнять при постоянном давлении в скважине. Такое испытание подходит для артезианских скважин, добыча из которых ведется при атмосферном давлении на поверхности. Анализ результатов при таком испытании эффективен, если используются наблюдательные скважины, однако если испытание проводится целиком на производящих скважинах, переменный расход, как правило, осложняет определение влияний в призабойной зоне.

Длительная пробная откачка со значительным снижением давления в угольных залежах может привести к выходу газа в результате десорбции. В этом случае анализ вызывает затруднения, т.к. отсутствует точно определенный процесс, который можно было бы рассматривать.

Особую ценность представляет пробная откачка, за которой следует непродуктивный период восстановления, т.к. восстановление пластового давления определяется при отсутствии влияния существенного притока в скважину. Таким образом, в анализе можно не учитывать потери в стволе скважины.

Испытания на интерференцию можно рассматривать как вариант пробной откачки, адаптированный для нефтегазовой отрасли, в котором добывающая скважина имеет несколько датчиков давления, расположенных в окружающих скважинах, чтобы контролировать, как добыча влияет на соседние скважины. Но иногда испытания на интерференцию могут проводиться методом накачки. Хотя в большинстве угольных месторождений накачка устраняет риск двухфазного притока, она создает угрозу повреждения ствола скважины в результате нагнетания посторонних флюидов или проникновения глины в кливаж.

Испытания пласта на трубах (DST) представляют собой упрощенную форму испытаний на приток. Они предусматривают разобщение исследуемых пластов с помощью пакеров. Над пакерами находится частично пустая колонна бурильных труб. Как только давление в зоне испытания стабилизируется, клапан, расположенный между зоной испытания и колонной бурильных труб, открывается таким образом, что флюид из пласта поступает в колонну. Объем флюида определяют по изменению давления флюида в колонне и путем измерения расхода газа на поверхности. По окончании периода притока клапан закрывают и контролируют восстановление пластового давления. Этот период восстановления измеряется при нулевом притоке, и поэтому не испытывает влияний в призабойной зоне.

В угольных залежах, как правило, приходится констатировать значительные потери давления в призабойной зоне, что означает, что скорость притока в скважину больше зависит от таких влияний, нежели от проницаемости угольного пласта. Поэтому скорость притока в большинстве DST на угольных месторождениях остается почти постоянной. Если время притока и перепад давления ограничены, то выделение газа из угля в процессе испытаний не является большой проблемой. Анализ результатов испытаний опирается на данные о расходе, продолжительности работы скважины и падении давления на графике зависимости восстановления давления от времени. Если делается допущение о емкости формации, можно вычислить потери в стволе скважины.

Скорое реагирование на изменение давления после прекращения испытания DST часто служит характеристикой зависимости проницаемости от эффективного напряжения угольного пласта, а замедленное реагирование является функцией проницаемости ненарушенного продуктивного пласта.

Испытания пластов на падение давления при накачке (IFO) включают накачку в исследуемую формацию в течение некоторого периода времени, после чего приток прекращают и измеряют характеристику снижения давления. Анализ аналогичен анализу при DST. Недостатки этого вида испытаний связаны с накачкой непластовым флюидом и возможным повреждением ствола скважины из-за попадания частиц в пространство с мелкими порами или в кливажи.

Падение напора при остановке – это вариант испытания на падение давления при накачке. Он подходит для продуктивных пластов с низким давлением (напором). При испытании колонну с бурильными трубами наполняют жидкостью над зоной испытаний, изолированной пакерами. Как только давление в зоне испытаний стабилизируется, клапан открывается, и жидкость поступает из колонны в пласт. Затем клапан закрывают, и давление в зоне испытаний отслеживают по мере его стабилизации. Испытание является эквивалентом DST с применением накачки.

Испытания ступенчатым изменением режима (или испытания на приемистость) используются при добыче для определения нелинейных эксплуатационных характеристик скважины, обычно связанных с ламинарным и турбулентным потоком. При таком испытании накачку в скважину осуществляют обычно при трех поэтапно увеличиваемых скоростях в течение достаточно длительного промежутка времени, чтобы можно было определить скорость падения линейного давления (напора) во времени. Альтернативный вариант испытания ступенчатым изменением режима предусматривает нагнетание при поэтапном увеличении скорости до тех пор, пока не произойдет гидроразрыв формации.

Исследования с диагностическим гидроразрывом пласта применяются в продуктивных пластах с низкой проницаемостью. Процесс испытания включает закачку флюида в исследуемую зону при давлении и скорости, достаточных для разрыва пласта. После этого закачку прекращают и контролируют снижение давления. Снижение анализируют в пределах линейного периода, когда трещина дает утечку и смыкается, а также во время режима радиального потока спустя долгое время после смыкания трещины. Анализ линейного потока осложняется тем, что размер и геометрические параметры трещины неизвестны. Этот метод исследований получил широкое признание потому, что некоторую часть потока можно направить в ту часть среды, которая в противном случае представляла бы собой пласт, слишком непроницаемый для потока. Он устраняет проблему, которая заключается в том, что непроизводящая скважина имеет неопределенную проницаемость; насколько надежно это решение – другой вопрос.

Импульсные испытания включают накачку или откачку из скважины и оперативный контроль за изменениями давления в наблюдательных скважинах. Они особенно эффективны для продуктивных пластов с высокой проницаемостью, а также когда нет времени на то, чтобы дожидаться получения видимой характеристики изменения давления в наблюдательной скважине. Анализ результатов импульсных испытаний опирается на данные о задержке времени между рабочим импульсом и наблюдаемым колебанием величины давления из-за этого импульса. Импульс обычно подается повторно для получения более или менее достоверных результатов. Импульсные испытания на нескольких скважинах позволяют определять характеристики направленной проницаемости. Импульсные испытания требуют применения высокочувствительных датчиков давления и нулевого объема нефти в стволе скважины, где они используются.

Групповые испытания скважин могут использоваться преимущественно для определения изменений в поведении продуктивного пласта. В этом случае извлечение или закачка осуществляется в каждой скважине, а влияние этих операций на данную скважину наблюдают по соседним скважинам. Испытание позволяет получить гораздо больше информации по сравнению с одним испытанием на интерференцию, а его особое преимущество в том, что в нем задействовано достаточное количество производящих скважин для статистического определения параметров пласта. Благодаря этому можно избежать проблем в тех случаях, когда отдельная добывающая скважина расположена в зоне с особенно высокой или низкой проницаемостью.

«Sigra» проводит испытания для измерения проницаемости и пластового давления в формациях, например, в угольных пластах, в целях определения их естественных условий залегания. Испытания проходят, как правило, в разведочных скважинах с диаметром бурения 96 мм (HQ), однако могут проводиться и в скважинах большего размера. Наиболее успешный вариант испытания предусматривает отбор флюида из исследуемой формации вместо его закачки. Это обусловлено тем, что испытание осуществляется с использованием пластовых флюидов известной вязкости и температуры. Испытание методом закачки возможно, но оно нередко приводит к резкому увеличению потерь в стволе скважины в ходе испытания, поскольку глина в буровом растворе, как правило, закупоривает кливажи в призабойной зоне. Наиболее распространенным вариантом испытания является испытание пласта на трубах. Он включает удаление части жидкости из колонны с бурильными трубами, герметизацию исследуемой зоны, период ожидания до стабилизации давления, после чего клапан между исследуемой зоной и колонной открывается, чтобы вызвать приток. Когда заканчивается период притока, клапан закрывается, чтобы инициировать восстановление давления. В некоторых случаях этот порядок действий может выполняться повторно, чтобы получить достоверные динамические характеристики.

Предельный диапазон характеристик угольного пласта-коллектора позволяет не использовать одно и то же испытание для каждого пласта. Важно обеспечить возможность контроля ответной реакции пласта на процесс испытания с поверхности и адаптации процедуры испытания с учетом состояния в скважине. Наземная аппаратура «Sigra» для считывания показаний скважинных приборов позволяет следить за ходом испытания в числовом или графическом формате. Получаемые графики относятся, как правило, ко всему испытанию, а также включают производный график в пересчете на время Агарвала и кривую восстановления давления Хорнера. Возможность просмотра этих графиков в реальном времени обеспечивает получение достоверных результатов всех испытаний, проведение и управление которыми осуществляется с помощью собственного оборудования компании «Sigra», при условии, что пакеры можно размещать на формации, выполняющей функцию уплотняющего слоя.

sigra dst trailer
Sigra DST Trailer

Разработанная «Sigra» система DST состоит из прицепа, содержащего аппаратуру регистрации данных, управляющего оборудования и скважинных приборов. Используется два вида скважинных приборов.

Первый прибор рассчитан на прохождение через колонну с бурильными трубами HQ или HRQ на проволочном тросе буровой установки. Его можно спускать как прибор для поинтервального испытания пласта или забойный прибор для испытаний, в зависимости от того, что используется: нижний пакер или наращиваемые буровые штанги. Поэтому прибор может проходить по всей глубине и использоваться без необходимости извлечения колонны с бурильными трубами. Прибор может применяться в скважинах диаметром до 105 мм. Преимущество данного прибора в том, что его можно быстро пропускать через скважину, не вынимая колонны с бурильными трубами, и поэтому испытания можно проводить при наличии неустойчивых участков скважины над исследуемой зоной.

Второй прибор представляет собой аппарат на конце колонны, и его также можно использовать в конфигурации для поинтервального испытания или как забойный прибор для испытаний. В нем применяется забойная компоновка бурильной колонны, предназначенная для навинчивания на нижнюю часть бурильной колонны. Линии для надувания пакеров и каротажные кабели спускаются внутри бурильной трубы на проволочном тросе буровой установки для соединения с прибором. Прибор можно использовать для испытаний несколько раз, не вынимая колонны с бурильными трубами, при условии, что расстояние между разобщенными слоями в исследуемой зоне остается неизменным.

В обоих приборах для нагнетания флюида в колонну с бурильными трубами перед испытанием используется либо сжатый воздух, либо азот. Каждая система снабжена распределителем по нулевому объему, который управляет соединением между исследуемой зоной и внутренней частью колонны с бурильными трубами, которая приводится в действие путем подъема или спуска колонны после размещения пакеров. Давление в исследуемой зоне, над клапаном в колонне, а также давление пакера контролируют датчики давления. Надувание пакера осуществляется либо с помощью водяного насоса на поверхности, либо сжатым воздухом в неглубоких шпурах. Каротажные кабели и линии для надувания пакера привязаны к проволочному тросу буровой установки для подъема и спуска.

В верхней части колонны бурильных труб размещено демпфирующее устройство — снуббер, останавливающее кабели в случае выброса из скважины во время пропускания прибора или кабелей. Над ним размещена концевая кабельная муфта, герметизирующая пространство во время эксплуатации.

Поверхностное оборудование содержит регулятор для регулирования давления воздуха от компрессора, который используется для снижения уровня воды в колонне бурильных труб. Оно также содержит газовые расходомеры, рассчитанные на интенсивный и низкий расход и измеряющие расход газа от колонны. Кроме того, оно содержит систему регулирования подачи воды, позволяющую осуществлять закачку воды в колонну при регулируемом давлении или расходе, если это потребуется.

При использовании сквозного прибора, проходящего через долото, бурильная колонна устанавливается на правильном уровне, и прибор спускается через уплотнение, демпфирующее устройство и колонну, выступая наружу через нижнюю часть колонковой трубы. Если используется прибор, размещаемый на конце колонны, то его закрепляют на нижней части колонны, которую затем спускают в требуемое положение.

Для вытеснения воды из колонны бурильных труб используют воздух с регулируемым давлением. При этом давление должно быть таким, чтобы не выдувать воздух из нижней части колонны в скважину. Затем осуществляется размещение пакеров и спуск колонны бурильных труб, клапан закрывается, а сжатый воздух стравливается. После этого клапан можно открыть, чтобы вызвать приток из исследуемого участка в колонну. Приток воды можно контролировать по изменению напора с помощью датчика давления, установленного в колонне, в то время как интенсивность потока вытесняемого воздуха и любого отбираемого газа можно измерять посредством газовых расходомеров. Любой поток газа можно обнаруживать как разность между притоком воды в колонну и потоком газа из колонны.

После выполнения процедуры испытания колонна бурильных труб заполняется, давления внутри и снаружи прибора выравниваются, пакеры сдуваются, а верхнее уплотнение вокруг кабельных линий и линий для надувания пакера вскрывается. После этого сквозной прибор, проходящий через долото, можно извлекать через колонну, либо, при использовании прибора на конце колонны, можно вынуть модуль электроники. В каждом случае во время выполнения этой операции демпфирующее устройство позволяет предотвращать выброс из скважины.

Продолжительность испытания

Исследования проницаемости занимают столько времени, сколько требуется для того, чтобы найти решение для конкретного продуктивного пласта. Если испытания не будут проведены в полном объеме, их результаты будут непригодны для анализа.

На месторождениях с высокой проницаемостью испытания могут быть завершены за несколько часов. В условиях умеренной и низкой проницаемости этап восстановления давления в рамках испытания обычно проводится ночью. В продуктивных пластах с очень низкой проницаемостью испытания могут занять более двух суток. Обычно испытания DST не должны длиться больше этого времени.

Анализ

Базовый анализ результатов испытаний опирается на данные о скорости притока и крутизну кривой восстановления давления Хорнера после стабилизации. Стабилизация определяется по постоянному значению графика производной по давлению в пересчете на время Агарвала как функция от времени Агарвала.

В целом, анализ проводится на основе одной фазы, которая в общем случае может быть жидкостью (водой), но может быть представлена и газом. Анализ многофазных потоков можно также проводить в единицах проницаемости для каждой отдельной фазы. В дополнение к проницаемости оценивается давление продуктивного пласта, и описываются потери в скважине. Потери в скважине оцениваются в пересчете на радиус наружной обшивки и эффективный радиус ствола скважины. Также вычисляется среднеквадратичный радиус исследования. Он зависит от фактических значений времени в точках, используемых для определения крутизны кривой Хорнера, и отражает средний радиус, при котором изменения давления между этими точками во времени можно считать действующими.

Иногда «Sigra» может проводить более детальный анализ режима преждевременной остановки для определения характеристики зависимости проницаемости от эффективного напряжения формации, в частности, угольного пласта.

Испытания пласта на трубах (DST), проводимые компанией «Sigra» – кривая полномасштабных испытаний

График производной по давлению в пересчете на время Агарвала

Кривая Хорнера

Оборудование DST доставляется на место в прицепе или в контейнере. Там размещается вся электроника, бухты кабелей, насосы и расходомеры, необходимые для работы. Также доставляется демпфирующее устройство для запирания колонны в случае выхода пакера из строя. Контейнеры пригодны для перевозки вертолетом.

Прицеп «Sigra» для DST

Sigra Drill Stem Test (DST) Full Test Plot
Plot of Derivative Pressure with Respect to Agarwal Time Plot
Horner Plot

«Sigra» проводит два вида испытаний пластов методом накачки с измерением падающего давления. В обоих вариантах испытатели пласта «Sigra», спускаемые на бурильной колонне, предпочтительно используются для закачки, а не для отбора пробы.

Базовый порядок действий в обоих случаях один и тот же. Пластоиспытатель DST спускают для изоляции зоны, подлежащей испытанию, и размещают на нужном уровне. Затем пластовое давление снижают почти до равновесия. Далее следует период притока, который в данном случае заключается в направлении потока в пласт, после чего наступает период восстановления.

Испытание методом накачки

Первый вариант испытания предусматривает закачку флюида в колонну с помощью либо насоса буровой установки, либо насоса, установленного в прицепе для пластоиспытаний DST. Насос, устанавливаемый в прицепе, работает с подачей до 6 литров в минуту; если требуется более высокая производительность, то по команде от системы управления применяется насос буровой установки с обеспечением либо постоянного давления, либо закачки с регулируемым расходом. В обычном режиме работы закачка осуществляется в течение некоторого периода времени, после чего зона, подлежащая испытанию, закрывается, в результате чего давление снижается.

Испытание со снижением напора

Второй вариант испытания применяется, как правило, в условиях, когда пластовое давление слишком низкое для того, чтобы выполнять полезное испытание DST (испытание на приток). В таком случае колонну с бурильными трубами заполняют водой и при достижении равновесия открывают клапан, чтобы жидкость из колонны попала в пласт. По окончании периода притока клапан закрывают для восстановления давления. Объем вытекшего флюида измеряют по изменению напора в бурильной трубе.

Анализ

Порядок проведения анализа аналогичен анализу при испытаниях пласта на трубах, за исключением того, что вместо оттока происходит приток.

Практические аспекты

С одной стороны может показаться, что данная система имеет целый ряд преимуществ, в частности, удается избежать выделения газа из угля, с другой стороны выяснилось, что на практике она вызывает некоторые затруднения. Наиболее серьезным из них является повреждение ствола скважины в результате накачки. Это возможно по двум причинам. Во-первых, из-за присутствия мелких частиц глины в закачиваемом флюиде. Они могут попадать в него вместе с водой, доставляемой к месту испытаний, или прямо из ствола скважины. Вторая причина связана с закачкой флюида, не являющегося пластовым, что влечет за собой диссоциацию глин в формации, и, как следствие, закупоривание имеющихся в ней трещин или кливажей. Еще одна проблема, которую нужно устранять, заключается в том, что необходимо точно знать вязкость закачиваемого флюида, поскольку он может быть загрязнен буровыми растворами.

Если требуется любое испытание методом накачки, его необходимо проводить с использованием флюида, как можно более схожего с пластовым флюидом. При работе в скважинах, содержащих метан угольных пластов, под таким флюидом предпочтительно подразумевается попутная вода. В этом случае флюид необходимо дефлокулировать и доставлять на место в чистых контейнерах. Затем скважину необходимо промыть такой жидкостью для удаления любого бурового раствора. Это делается предпочтительно тогда, когда колонна бурильных труб выполняет вращательные и возвратно-поступательные движения, чтобы можно было разрушить любую фильтрационную корку бурового раствора. Далее можно приступать к проведению испытания с использованием этой жидкости для накачки.

Однако наш практический опыт показывает, что во всех угольных пластах, кроме пластов с самой высокой проницаемостью, возникающие проблемы связаны, как правило, с постепенно нарастающим по ходу испытания повреждением ствола скважины.

Измерение направленной проницаемости

Испытание на интерференцию представляет собой процесс накачки или отбора пластового флюида, обычно осуществляемый из одной скважины, с одновременным мониторингом влияния этой операции на давление флюида в соседних скважинах. Данное исследование особенно полезно при определении направленного характера естественной проницаемости. В этом случае для выявления полной картины анизатропного характера проницаемости теоретически требуется не менее трех контрольных скважин.

Методология

В наиболее упрощенной форме испытание на интерференцию предусматривает бурение центральной нагнетательной или эксплуатационной скважины, окруженной тремя контрольными скважинами, расположенными на подходящем расстоянии друг от друга. В идеале для обеспечения некоторой избыточности результатов испытаний и для того, чтобы не спутать анизотропию с неоднородностью, наблюдательных скважин следует делать более трех, причем эти скважины не следует размещать диаметрально противоположно.

Центральная скважина может быть подготовлена для отбора флюида насосом или для закачки. В последнем случае в скважину обычно спускают пакер или систему пакеров, располагаемых на нижнем конце НКТ. Контрольные скважины оборудуют датчиками давления, которые либо размещают между пакерами, либо цементируют в определенном месте. Перед началом испытания важно проверить датчики давления на наличие связи с пластом.

После этого закачку в центральную скважину или отбор флюида из нее производят до тех пор, пока наблюдательные скважины не будут демонстрировать четкое реагирование на изменение давления. Затем следует период восстановления давления. Аналитические методы позволяют определять направленную проницаемость и сжимаемость или осуществить подсчет запасов продуктивного пласта.

При наличии газовых шапок единственным разумным вариантом является отбор флюида.

Методы, основанные на интерференции, могут также применяться в эксплуатационных скважинах. В этом случае испытание обычно проводится дольше, чтобы можно было выявить изменение проницаемости вследствие обезвоживания и усадки угля. Здесь для того, чтобы получить представление о гидродинамических характеристиках продуктивного слоя, обычно применяется процесс адаптации модели пласта по фактическим геологопромысловым данным.

Возможности

«Sigra» может проводить испытание на интерференцию как отдельно, так и в составе программы мониторинга эксплуатации. В распоряжении «Sigra» есть все необходимые мощности и ресурсы для контроля за продуктивными пластами и оборудование для осуществления закачки, а специалисты компании владеют всеми аналитическими навыками и знаниями для расшифровки результатов.

 

Импульсные исследования

Импульсные исследования

Импульсное исследование скважины служит альтернативным способом определения свойств пласта-коллектора с охватом значительной площади. Преимущества этого метода в том, что он позволяет проводить последовательные поскважинные измерения гидропроводности с учетом мощности пластов, а также их емкости без необходимости ждать определения характеристической кривой. Точнее, измеряются задержки между импульсами и амплитуда импульсов, связанных с отбором из скважины или закачкой в нее. Плюс в том, что испытание можно применять на месторождении, которое уже эксплуатируется в стабильном режиме.

Способ полезен также тем, что его можно использовать в качестве альтернативы испытанию на интерференцию, поскольку он позволяет получить значение поскважинной направленной гидропроводности. Он, в частности, эффективен при многоскважинных испытаниях.

На рисунке видно, что испытание одной только скважины P1 дает значение средней гидропроводности. Если затем установить датчик давления в скважине P1 и провести испытания в скважине P2, удается получить значение средней гидропроводности в данном месте, а также значение с компонентом направленности между скважинами P2 и P1. Этот процесс можно продолжить далее на скважинах с 3 по 5, оставив датчик давления в предыдущей скважине и осуществляя отбор или закачку в скважину сразу после бурения. В итоге удается получить статистически значимую выборку из результатов пяти измерений средней проницаемости и десяти измерений направленности, представленных в таблице.

 

Скважина

Средняя

Направленная

Количество

 

гидропроводность

гидропроводность

 

P1

1

 

 

P2

1

P2-P1

1

P3

1

P3-P2, P3-P1

2

P4

1

P4-P3, P4-P2, P4-P1

3

P5

1

P5-P4, P5-P3, P5-P2, P5-P1

4

Всего

5

 

10

Хотя это число меньше общего количества перестановок, при которых можно провести испытания, но именно в этом случае датчики давления не нужно убирать до завершения испытания. В итоге выстраивается пятиточечная опытно-испытательная схема размещения скважин с относительно хорошо известными (обычно для одной фазы) свойствами еще до начала эксплуатации.

В ситуациях, когда главные направления проницаемости можно оценивать по структурным данным или направлениям напряжения, можно вычислить минимальную и максимальную проницаемость. В испытательных скважинах проводится два измерения средней гидропроводности и одно измерение направленной гидропроводности. Теоретически средняя гидропроводность равна квадратному корню из произведения максимального и минимального значения. Поэтому если известна средняя проницаемость и одно главное значение, можно вычислить другое главное значение проницаемости.

Импульсное испытание требует особенно высокой чувствительности при замерах давления в наблюдательных скважинах и пренебрежимо малого объема добываемого продукта в стволе скважины. «Sigra» владеет технологиями измерения давления, удовлетворяющими этим требованиям. При стандартном размещении скважин они подходят только для продуктивных пластов с высокой гидропроводностью, но могут использоваться и при довольно небольших значениях гидропроводности, если скважины бурят близко друг к другу.

Подземные исследования для определения характеристик продуктивного пласта

Подземные исследования по определению проницаемости и давления проводят, главным образом, применительно к воде на всех месторождениях, или применительно к газу на угольных рудниках.

Проникновение под землю дает великолепную возможность для понимания геологии и, в частности, структурных особенностей геосреды, от которых зависит проницаемость. Так, при добыче угля можно составлять подробнейшую карту пласта. Характерными признаками здесь являются напластования угля, включая потенциальные уплотнительные прослойки, и, прежде всего, наличие кливажей. Кливаж – это расслоение внутри угольного пласта в вертикальной плоскости. Шаг кливажных трещин описывает расстояние, в пределах которого должна происходить диффузия до того, как в кливажах сможет возникнуть ламинарный поток (подчиняющийся закону Дарси). Также очень важен характер самого кливажа: чем заполняются кливажные трещины — глиной или карбонатами? Такое заполнение может очень эффективно уплотнять пласт. Важны и изменения твердости угля, т.к. механические свойства угля очень влияют на то, как пласт реагирует на изменения эффективного напряжения вследствие дренирования. Такие изменения обусловлены снижением давления флюида и сжатием угля в результате выделения газа и высыхания.

Методы подземных исследований

Инкрементное гидродинамическое исследование для определения однородности пласта

Угли крайне неоднородны, поэтому измеряемый приток флюида из скважины происходит неравномерно по ее длине. Приток зависит от многих факторов, например, от угольного слоя, в котором пробурена скважина, от направления кливажа и его интенсивности, напряжений в угле, направления скважины и преобладающего характера отдельности внутри пласта.

Поэтому желательно замерять приток, поступающий не только из скважины, но и из каждого участка ствола скважины. Для определения притока в разных точках вдоль более коротких стволов можно применять процесс, изображенный на рис. 1. Здесь на дно шпура помещают один пакер, который затем надувают до измерения притока. После этого пакер сдувают и поднимают на величину шага, равную, как правило, длине одной буровой штанги, после чего пакер снова надувают и снова измеряют приток. Таким образом, приток на единицу длины является разностью между полученными результатами измерений, либо перепадом значений притока на кривой зависимости притока от расстояния. Для получения полной гидродинамической картины этот процесс можно повторять по всей длине ствола.

В довольно длинных скважинах этот подход применять нельзя, поскольку изменения притока на полезном для определения изменений расстоянии слишком малы по сравнению с суммарным притоком на исследуемом участке. Поэтому используется система, изображенная на рис. 2. Здесь для изоляции участка ствола надувают сдвоенные пакеры, а затем измеряют приток. Приток из ствола за пакерами отводится за систему пакеров.

Определение проницаемости

Наиболее быстрый экспериментальный способ определения проницаемости загазованных угольных пластов предлагает система, представленная на рис. 3. Для этого бурят скважину и одиночный пакер спускают за пределы зоны со стороны забоя и используют для закрытия скважины, так что весь приток поступает в испытательную НКТ, подсоединенную к пакеру. Приток воды и газа измеряют за некоторый промежуток времени, после чего клапан на НКТ закрывают и контролируют восстановление давления. Этот процесс обычно повторяют для получения второго цикла притока и восстановления давления. Данный вид исследования можно применять в скважинах с разным пространственным расположением для определения характеристик направленности проницаемости. Если приток состоит полностью из воды, возможно применение полуаналитических методов. Однако при исследовании угольных пластов, в связи с их сложными гидродинамическими характеристиками, точный характер проницаемости необходимо определять путем адаптации модели пласта по фактическим геологопромысловым данным с использованием средств моделирования.

Долгосрочная проницаемость и баланс твердого стока

В силу изменчивости проницаемости на протяжении всего периода эксплуатации, а также ввиду потребности в проверке баланса твердого стока очень полезно проводить долгосрочные испытания методом дренирования. Суть их заключается в сравнении газа, добытого из пласта, с изменением пластового давления, где последнее используется для расчета содержания газа с помощью изотермы сорбции. Таким образом, можно применять формулу баланса твердого стока (вещественного баланса).

Геологические запасы газа = Начальные геологические запасы газа – Отведенный газ + Другие источники

Геологические запасы газа устанавливаются посредством замеров давления и с помощью изотермы сорбции.

Начальные геологические запасы газа находят либо путем непосредственных замеров, либо с помощью давления.

Отведенный газ находят путем измерения расхода.

Другие источники включают газ, полученный или потерянный через стенку выработки, или газ, поступающий в пласт через кровлю и подошву, зачастую через главные трещины.

Идеальный вариант компоновки для исследования изображен на рис. 3. Согласно этому варианту бурят центральную скважину, в которой оборудуют точки для замеров давления либо в виде сборки из нескольких пакеров (рис. 4), либо цементируя скважину раствором с размещением в нем датчиков давления или линий для измерения давления (рис. 5). Затем с любой стороны скважины для определения давления бурят два вспомогательных (фланговых) отвода и измеряют приток из них.

Пример взаимозависимости содержания газа, установленного путем измерения пластового давления с использованием изотермы сорбции, и содержания, полученного на основе расчетов баланса твердого стока, представлен на рис. 6. В этом примере налицо очень близкое совпадение, что говорит о достижении четкого понимания характеристик дегазации угольного пласта. Объемную проницаемость угля можно установить с помощью процесса адаптации модели пласта по фактическим геологопромысловым данным. Следует отметить, что такое близкое совпадение возможно не во всех случаях, и тогда необходимо более подробно исследовать компонент, именуемый «другими источниками».

Рис. 1. Инкрементное гидродинамическое исследование с использованием одного пакера

 

Рис. 2. Инкрементное гидродинамическое исследование с использованием сдвоенных пакеров

Рис. 3. Конфигурация для исследования проницаемости пласта в скважине с использованием одной скважины

Рис. 4. Сборка с несколькими пакерами для скважины для контроля давления в пласте

Рис. 5. Эксперимент с внутрипластовым дренированием с помощью 4 дренажных скважин и одной центральной скважины для замеров давления.

Рис. 6. Кривая зависимости содержания газа от запасов и от изотерм давления и сорбции