1. Отбор пластового флюида с помощью опробователей пластов на кабеле и испытателей пластов на трубах.

Оценку промышленного значения пластов, выделенных по материалам геофизических исследований и геологическим данным, выполняют путем их опробования или испытания. В процессе опробования устанавливают характер насыщения, продуктивные характеристики пластов, отбирают пробы пластового флюида. Повысить эффективность опробования можно путем проведения испытаний скважины в процессе бурения по мере вскрытия перспективных объектов до спуска обсадной колонны и ее цементирования.

На практике опробование в необсаженных скважинах проводят с помощью опробователей пластов на кабеле или испытателей пластов на бурильных трубах.

Опробователь пластов на кабеле. Опробователь пластов опускают в скважину на кабеле и устанавливают против заданного интервала. Принцип работы прибора следующий.

Рис. 1. Принципиальная схема опробователя пласта типа ОПО с применением кумулятивного заряда

По команде с поверхности выдвигается рычаг прижимного устройства (рис. 1); герметизирующий элемент прибора 1 — башмак со значительным усилием прижимается с помощью прижимного устройства 2 к стенке скважины и изолирует небольшой участок пласта от бурового раствора 4 в стволе скважины.

По следующей команде баллон, находящийся в приборе, соединяется с изолированным участком пласта. Давление воздуха в баллоне равно атмосферному. Так как пластовое давление значительно превышает атмосферное, то возникает поток флюида из пласта в баллон.

После заполнения баллона проба герметизируется, убираются рычаги прижимного устройства. Для беспрепятственного подъема прибора на поверхность давление на участке стенки скважины под герметизирующим башмаком уравновешивается с гидростатическим давлением в стволе скважины.

Для создания дренажного канала может быть использован кумулятивный заряд КМ. В обсаженных скважинах такой заряд необходим для создания канала в металлической колонне и цементном камне. При взрыве кумулятивного заряда образуются газы сложного состава, которые попадают в баллон и затрудняют выполнение компонентного анализа газов, отобранных из пласта. Поэтому в большинстве случаев в необсаженных скважинах пробы флюида отбираются без выстрела кумулятивного заряда.

При исследовании неглубоких скважин (структурно-поисковых, гидрогеологических, углеразведочных) открытие и закрытие прижимного устройства и клапана пробосборника осуществляются механическим устройством, приводимым в действие управляющим штоком. Перемещается шток с помощью реверсивного электродвигателя через редуктор.

При исследовании нефтяных и газовых скважин механические операции (перемещение прижимных башмаков, открытие и закрытие клапана пробосборника) осуществляются с помощью давления гидростатического столба жидкости в скважине.

Аппаратура АИПД-7-10 позволяет проводить многократное (до 25 раз) определение притока и измерение пластового давления без подъема прибора на поверхность.

Приток пластового флюида из пласта в баллон возникает за счет большего перепада давлений. Создаваемая депрессия воздействует на окружающие горные породы и оказывает существенное влияние на характер отбираемой пробы. Поток пластового флюида при больших депрессиях выносит частицы горной породы, способствует очистке прискважинной зоны пласта, удалению глинистой корки со стенок скважины. Кроме того, при большой депрессии создается область дегазации в зоне возмущения, и это позволяет даже при наличии глубокого проникновения фильтрата бурового раствора в пласт извлекать углеводороды из остаточного пластового флюида и за счет этого получать информацию о характере насыщения пласта. Однако при исследовании пластов с неглубоким проникновением раствора информация о характере насыщения пласта получается более надежной.

Для анализа получаемых результатов используют индикаторные диаграммы притока и давления; контрольные замеры давления в баллоне; данные анализа отобранной пробы.

В отобранной пробе измеряют объем газа, воды, нефти. Определяют компонентный состав газа, плотность, вязкость, люминесцентную характеристику флюида, удельное сопротивление воды, фракционный состав нефти.

Диаграммы давления позволяют выделить в разрезе проницаемые и непроницаемые пласты (рис. 2).

Рис. 2. Типичные диаграммы давлений (по П. А. Бродскому). 1 — отбор жидкости из ствола скважины (контрольная проба; отбор из пласта: 2 — 0. высокой проницаемостью, приток жидкости (пластовая вода, фильтрат, нефть с низким газовым фактором); 3 — с низкой проницаемостью; 4 — непроницаемого; 5 — с высокой проницаемостью, приток газа; 6 — с высокой проницаемостью, приток нефти с большим газовым фактором; /0 — стандарт-сигнал

Эти материалы могут дать также предварительную информацию о характере насыщения.

При неглубоком проникновении фильтрата бурового раствора в пласт интерпретация результатов опробования затруднений не вызывает. Состав пробы соответствует характеру насыщения пласта. Глубокое проникновение искажает картину. В этих случаях фильтрат раствора и пластовую воду различают по данным химического анализа и удельному сопротивлению пробы. Характер насыщения оценивают по составу и количеству газа, поступившего в пробу из зоны с остаточным нефтенасыщением.

Для оценки влияния зоны проникновения отбирают пробы из пластов с известным насыщением. По этим пробам уточняют газовый фактор, влияние условий вскрытия пласта на состав газа.

Достаточный признак нефтенасыщенности пласта — наличие нефти в отобранной пробе, газоносного пласта — наличие конденсата или существенно большой газовый фактор. При больших размерах зоны проникновения рассматривается компонентный состав газа. Для нефтеносных пластов содержание метана в газах пробы менее 70%; присутствуют тяжелые углеводороды. Для газоносных пластов содержание метана более 80% мало тяжелых углеводородов.

Испытатель пластов на трубах. Предназначен для проведения испытаний в стволе скважины в процессе бурения. Испытатель пластов спускают в скважину на бурильных трубах и устанавливают против исследуемого интервала. При помощи пакерующего устройства этот интервал перекрывается в стволе скважины, что позволяет изолировать его от гидростатического давления, создаваемого буровым раствором. После этого открывается впускной клапан и затрубное пространство, ограниченное пакерами, сообщается с полостью бурильных труб. Бурильные трубы частично заполнены буровым раствором или пустые. Под действием перепада давлений бурильные трубы заполняются пластовым флюидом и поднимаются на поверхность. Процесс заполнения регистрируется глубинными манометрами.

Основные узлы прибора показаны на рис. 3.

Рис 3. Схема компоновки испытателя пласта на трубах с опорой на забой.

1-бурильная труба; 2-циркуляционный клапан; 3,10,12-манометры; 4-запорный клапан; 5-испытатель пласта с пробоотборником; 6-ясс; 7,11-пакеры; 8-фильтр; 9-автономный пробоотборник; 13-опорный башмак.