|
УДК 622.276.05.001.42 |
Влияние гидростатического давления в скважине на точность измерения пластового давления аппаратурой АИПД-7-10
В. А.ИСЯКАЕВ (КО ВНИИГИС), В.Г. ИЛЬЯСОВ (ВНИИГИС), В.Г. ЖУВАГИН (ЯОЛ ВНИИГИС), А. П. ШАРАЕВ (Ленэкс. ГИС)
Особенностью исследования пластов с помощью аппаратуры измерения притока и давления АИПД-7-10, как и всех типов опробователей пластов на кабеле, является отбор небольшого количества пластового флюида и, следовательно, незначительная зона дренирования [3].
Диаметр стока опробователей пластов мал, поэтому основной перепад давления воронки депрессии приходится на герметизирующий элемент прибора, за пределами которого изоляция зоны отбора от ствола скважины обеспечивается глинистой коркой на стенке скважины. Поэтому при исследованиях пласта опробователями на кабеле достигается достаточная точность измерения пластового давления [2].
Однако при детальных исследованиях пласта аппаратурой АИПД-7-10 с небольшим шагом по мощности пласта возможно искажение результатов измерения из-за подсоса жидкости и влияния гидростатического давления столба жидкости в стволе скважины через участок пласта, где при предыдущем исследовании была сорвана глинистая корка. Такая же опасность существует при исследовании пластов, вскрытых бурением на воде или рассоле. Из-за отсутствия глинистой корки на стенке скважины жидкость из ствола может задавливаться гидростатическим давлением по краям герметизирующего элемента. Поэтому необходимо подобрать минимальный шаг исследования, при котором не искажаются результаты измерения пластового давления и оценки искажения их в скважинах, пробуренных на воде.
Рассмотрим первый случай, при котором наименее благоприятным сочетанием является исследование точки, отстоящей от предыдущей примерно на 10 см. Край герметизирующего элемента будет совпадать с краем ранее вскрытого участка на стенке скважины.
Задача решена в следующей постановке. Бесконечный по простиранию и мощности изотропный пласт вскрыт цилиндрической скважиной диаметром D. На непроницаемой стенке скважины имеется проницаемый участок в виде круга диаметром d, через который пласт сообщается со стволом скважины (рис. 1). Жидкость несжимаема.
Изменение давления в пласте описывается уравнением Лапласа:
Граничные условия следующие: давление на поверхности круга постоянно
глинистая корка на стенке скважины непроницаема
давление в удаленной от стока точке пласта равно пластовому давлению
где
- давление в стволе скважины; 
- пластовое давление.
В связи со сложной геометрией модели задача решается методом статистических испытаний Монте-Карло. Для этого дифференциальное уравнение (1) заменим разностным:
При
решение можно реализовать с помощью метода случайного
блуждания по шести направлениям декартовой системы координат:
При нахождении давления в точке А (х, у, z) из этой точки начинается блуждание частицы. Весь процесс блуждания продолжается до выхода частицы на границу. Начисляется «штраф», соответствующий граничному условию, и процесс блуждания начинается снова из точки А (х, у, z). Делением суммарного штрафа на число испытаний N находится приближенное решение уравнения (1). Алгоритм решения задачи разработан и использовался ранее для задачи притока к опробователю пластов на кабеле [1].
В
расчетах использовано безразмерное давление
. Расчеты выполнены на ЭВМ БЭСМ-4 при изменяющемся в
скважине давлении от 1,2*Рпл до 2,5*Рпл. Результаты расчетов приведены на рис. 2. Влияние скважинного давления на
замеряемое Рпл незначительно на расстоянии 3-5 см от центра
источника возмущения и не превышает 1,5 % на расстоянии 10 см.
В настоящее время используются герметизирующие элементы аппаратуры АИПД-7-10 с тремя видами стоков - круглыми, щелевыми и прямоугольными (табл. 1). При измерении Рпл аппаратурой АИПД-7-10 герметизируемые расстояния достаточны для получения надежных результатов.
Наиболее интересны результаты измерения пластовых давлений в условиях отсутствия глинистой корки на стенке скважины, повышенного значения гидростатического давления в стволе скважины и аномально низкого пластового давления. Такие условия наблюдаются в Восточной Сибири. Так, на Среднеботуобинском месторождении в разрезе скважин встречаются галогенные толщи. Продуктивные пласты характеризуются аномально низкими значениями пластового давления и температуры, что вызывает необходимость бурения скважин на высокоминерализованном растворе для устранения размыва соленосных пластов и гидратообразования, которое возможно при вскрытии пласта с низкой температурой на пресном растворе. Превышение гидростатического давления над пластовым составляет до 11,8 МПа. Результаты измерения пластовых давлений на Среднеботуобинском месторождении приведены в табл. 2.
Проведенные теоретические и скважинные исследования позволяют сделать следующие выводы.
1. Гидростатическое давление столба жидкости в стволе скважины не накладывает каких-либо ограничений на шаг детальности исследования по мощности пласта при измерении пластового давления в скважине с помощью аппаратуры АИПД-7-10. Исследование можно вести с шагом 10 см.
2. Превышение гидростатического давления над пластовым, отсутствие глинистой корки, тип промывочной жидкости в стволе скважины существенно не влияют на точность измерения пластового давления.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Исякаев В.А. Решение одной задачи пространственной фильтрации методом статистических испытаний. - Приклад, мех. и техн. физ„ 1967, вып. 2, с. 155-160.
2. Исякаев В.А., Китманов Р.В. Влияние нагнетания на давление в многопластовом эксплуатационном объекте Д1 Ромашкинского месторождения.- Геология нефти и газа, 1972, № 9, с. 17-21.
3. Фионов А.И., Бубеев А.В., Жувагин В.Г. Исследование скважин с помощью аппаратуры АИПД-7-10 в процессе бурения. - Нефт. хоз-во, 1982, № 3, с. 14-17.
Поступила 1/X 1982 г.
Таблица 1 Герметизируемые расстояния в зависимости от видов стоков
|
Вид стока |
Размеры стока, см |
Герметизируемые расстояния, см |
|
|
по образующей скважины |
по периметру скважины |
||
|
Круглый |
4,8 |
6 |
6 |
|
Щелевой |
5X9 |
4 |
6 |
|
Прямоугольный |
7X10 |
3 |
5 |
Таблица 2 Сопоставление пластовых давлений, измеренных аппаратурой АИПД-7-10 и определенных в колонне в процессе пробной эксплуатации (Среднеботуобинское месторождение)
|
Скважина |
Промывочная жидкость |
Интервалы пласта, м |
Результаты измерения давления аппаратурой АИПД-7-10, МПа |
Пластовое давление в колонне, МПа |
Расхождение, % |
Среднее расхождение, % |
||
|
гидростатическое |
пластовое |
превышение гидростатического над пластовым |
||||||
|
24 |
Рассол |
1886-1891 |
18,0 |
14,0 |
3,22 |
14,78 |
-5,27 |
+2,7 |
|
31 |
» |
1880-1883 |
20,6 |
14,4 |
5,86 |
14,74 |
-2,37 |
|
|
35 |
» |
1944-1946 |
22,8 |
13,9 |
8,05 |
14,75 |
-5,78 |
|
|
36 |
» |
1940-1942 |
22,5 |
14,4 |
8,0 |
14,5 |
-0,71 |
|
|
53 |
ИБР |
1896-1904 |
20,8 |
14,86 |
6,2 |
14,6 |
+1,78 |
|
|
14 |
Рассол |
1951-1956 |
23,4 |
14,54 |
8,84 |
14,57 |
+0,19 |
|
|
50 |
» |
1913-1916 |
23,2 |
15,0 |
8,74 |
14,46 |
+3,72 |
|
|
|
» |
1906-1910 |
23,2 |
15,0 |
8,77 |
14,43 |
+3,94 |
|
|
44 |
» |
1903-1908 |
20,6 |
14,9 |
6,03 |
14,57 |
+2,65 |
|
|
49 |
» |
1896-1900 |
22,4 |
14,1 |
8,13 |
14,27 |
-1,23 |
|
|
30 |
ВИЭР |
1902-1904 |
18,39 |
14,2 |
3,63 |
14,76 |
-3,79 |
|
|
|
» |
1898-1900 |
18,39 |
14,3 |
3,79 |
14,6 |
-2,10 |
|
|
46 |
Рассол |
1878-1888 |
22,6 |
14,7 |
8,14 |
14,46 |
+1,65 |
|
Рис. 1. Схема для учета влияния гидростатического давления столба жидкости в стволе скважины через участок, где при предыдущем исследовании сорвана глинистая корка
Рис. 2. Перераспределение давления в пласте, вызванное сообщением пласта со стволом скважины через ранее исследованный участок
