3.2 Методи випробування продуктивних пластів

Вирішити завдання, які поставлені перед випробуванням продуктивних пластів, можна як у процесі буріння після первинного розкриття пласта, так і після завершення буріння всієї свердловини та закріплення її стінок. Тому на сьогодні розрізняють два методи випробування продуктивних пластів:

1. метод ”знизу – вверх”, коли випробування проводять у закріпленому стволі свердловини;

2. метод ”зверху – вниз”, коли випробування проводять у відкритому стволі свердловини після розкриття кожного пласта, що підлягає випробуванню.

3.2.1 Випробування пластів у закріплених свердловинах

При використанні цього методу свердловину пробурюють до проектної глибини, закріплюють експлуатаційною колоною і тампонують. Герметичність свердловини перевіряють шляхом опресування та пониженням рівня рідини, після чого проводять вторинне розкриття продуктивних пластів в інтервалі випробування. В усіх випадках у свердловину спускають колону НКТ, устя свердловини обв’язують обладнанням з можливістю підключення цементувальних агрегатів і приступають до створення депресії на пласт з подальшим випробуванням пласта. Якщо експлуатаційний об’єкт складається з декількох пластів, то випробування проводять почергово, розпочинаючи з найнижчого. Після закінчення випробування такого пласта проводять його глушіння, вище інтервалу перфорації встановлюють розділювальний цементний міст, який випробовують на герметичність та міцність. Після закінчення цих робіт проводять перфорацію продуктивного пласта, який розташований вище цементного моста і випробовують його за вказаною вище послідовністю. За такою схемою випробовують усі потенційно продуктивні пласти. Якщо віддаль між випробовуваними об’єктами менше 5-ти метрів, то для вторинного розкриття рекомендовано використовувати гідропіскоструминну перфорацію, з метою попередження пошкодження (розтріскування) тампонажного каменя та виключення можливості міжпластових перетоків.

Якщо випробовуваний пласт продуктивний, то проводять повний комплекс досліджень. Випробування вважають закінченим, якщо за його результатами з кожного пласта отримані такі дані, які дають однозначний висновок про вид і властивості флюїду, а також гідродинамічні та фільтраційні параметри пласта. Після закінчення випробувань роблять висновок про введення свердловини в експлуатацію, консервацію чи ліквідацію.

Аналіз проведення робіт показує, що цей метод має низку позитивних сторін, основними з яких вважаються:

1. повнота інформації про випробувані об’єкти при виконанні повного комплексу робіт;

2. відносна простота технічних та технологічних операцій;

3. після закінчення випробування продуктивний пласт знаходиться в очищеному стані і не піддається повторному забрудненню промивальною рідиною, що полегшує введення свердловини в експлуатацію;

4. можливість створення великих депресій під час випробування.

Однак цей метод випробування має низку суттєвих вад, більшість яких закладені у самому принципі цього методу і, як наслідок, не залежать від досконалості техніки, технології та організації проведення робіт. До них належать:

1. значна трудомісткість та тривалість випробування, що обумовлено необхідністю спуску обсадної колони та її тампонуванням, а також проведенням перфораційних робіт і встановленням цементних мостів;

2. невиправдані витрати обсадних труб та тампонажних матеріалів у випадку, коли випробовувані пласти виявляться непродуктивними;

3. неможливість оперативного проведення випробувань верхнього пласта, якщо з нижнього одержано промисловий приплив, а також необхідність глушіння нижче розташованого пласта;

4. неминучість довгих переривів у часі від моменту розкриття пласта до його випробування, що у більшості випадків призводить до невідворотного зниження проникності привибійної зони внаслідок проникнення у породи-колектори фільтрату промивальної рідини;

5. неможливість проведення якісного випробування пласта у випадку наявності заколонних міжпластових перетоків, що вимагає проведення трудомістких, дорогих ремонтно-ізоляційних робіт;

6. низька ефективність методів виклику припливу флюїду з пласта в умовах невеликих пластових тисків і низьких проникностей порід-колекторів, внаслідок чого можливі хибні висновки про перспективність покладу;

7. погіршені умови для проведення вторинних методів підвищення флюїдовіддачі пластів;

8. низькі циклові швидкості будівництва свердловини, які обумовлені неминучими перервами між бурінням та її випробуванням;

9. низькі темпи та висока вартість геологорозвідувальних робіт, що викликано необхідністю буріння додаткових свердловин для реальної оцінювання нафтогазоносності перспективних пластів розвідуваної площі.

Через вказані вади до випробування продуктивних пластів після завершення буріння свердловини вдаються тільки в крайніх випадках, а саме:

1) якщо породи продуктивного пласта дуже нестійкі і ефективне випробування під час буріння неможливе через небезпеку прихоплення випробувального інструменту;

2) неможливість ефективної ізоляції випробовуваного пласта від інших проникних пластів з причини великої кавернозності ствола свердловини;

3) застосовувана апаратура непридатна для випробування даного об’єкта через надзвичайні умови (висока температура, наявність агресивного середовища тощо).