3.2.2 Випробування пластів у процесі буріння свердловини

Використання цього методу значно підвищує оперативність та ефективність робіт, тому у світовій практиці цим методом випробовують 90 – 95 % всіх перспективних об’єктів. Випробування перспективних пластів цим методом проводять після їх первинного розкриття під час буріння свердловини, що виключає вади, які мають місце при використанні методу ”знизу-вверх”. Випробування пластів методом ”зверху-вниз” проводять за такою схемою. Після повного розкриття пласта у свердловину опускають комплекс інструментів на трубах, ізолюють випробовуваний об’єкт від решти частини свердловини, створюють депресію на пласт і з’єднують випробовуваний пласт з устям свердловини через порожнину колони труб. Завдяки депресії флюїд з пласта надходить у колону труб, а в процесі випробування записується крива зміни тиску на вибої у часі. Розшифрування цієї кривої служить підставою для оцінювання фільтраційних та гідродинамічних параметрів пласта. Після закінчення випробування обладнання піднімають із свердловини, її поглиблюють дальше і після розкриття наступних продуктивних пластів їх випробовують почергово за поданою вище схемою.

З використанням цього методу на момент закінчення свердловини бурінням отримують повну інформацію про наявність продуктивних пластів по розрізу свердловини і вирішують питання про доцільність спуску експлуатаційної колони.

3.3 Виділення об’єктів для випробування

Успішність проведення випробувань здебільшого залежить від вибору комплексу попередніх досліджень, види і кількість яких, повинні бути достатніми для одержання найповнішої характеристики розрізу свердловини. Результати таких досліджень служать підставою для виділення в розрізі свердловини об’єктів, які підлягають випробуванню. Великий вплив на результати випробувань має проникнення фільтрату промивальної рідини в пласт та час, протягом якого цей пласт піддається дії промивальної рідини, тобто час від початку розкриття до початку випробування. За даними [39] при дії промивальної рідини у пласті більше трьох діб якість робіт понижується у 2 рази.

Наявність у розрізі свердловини пластів, насичених нафтою чи газом, у процесі буріння може бути встановлена:

1. за нафтогазопроявами, що спостерігаються на усті свердловини під час буріння;

2. за насиченістю вуглеводнями зразків порід, піднятих з вибою або шламу;

3. за наявністю вуглеводневих газів у шламі або у промивальній рідині, що циркулює у свердловині;

4. за результатами люмінесцентно-бітумінологічного аналізу промивальної рідини чи шламу.

Нафтогазопрояви, які пов’язані з процесом буріння свердловини, можуть бути різними. У деяких випадках ознаками наявності у розрізі нафтогазоносного пласта може служити поява у промивальній рідині пухирців газу, плівки нафти. Інтенсивність цих проявів буває різною і залежить від багатьох чинників, основним з яких є величина репресії. У випадку, коли величина репресії перевищує допустимі межі, навіть достатньо насичені нафтогазоносні пласти можуть не проявити флюїд у свердловину.

Розкриття водоносних пластів можна виявити за розрідженням промивальної рідини, що супроводжується пониженням в’язкості та густини, збільшенням об’єму її у приймальних ємностях без помітного виділення газу. Керн і шлам вважають основним фактичним матеріалом, що дає уявлення про нафтогазонасиченість, літологічну та стратиграфічну характеристику гірських порід. При пошуковому та розвідувальному бурінні за даними кернового та шламового матеріалу в першу чергу визначають вид флюїду, що насичує даний пласт.

Відсутність ознак нафти чи газу в керні і шламі не завжди може служити підставою для негативної оцінювання нафтогазоносності пласта, оскільки взірець гірської породи міг бути нижче від водонафтового контакту або у частині пласта, що заповнена підошовною водою. За аналізом шламу уточнюють типи гірських порід, але для точної прив’язки їх до глибини слід враховувати час на підіймання шламу по стволу свердловини. Для детальної характеристики розрізу, особливо в умовах частого чергування порід, шлам необхідно відбирати через кожні 1 – 2 м проходки.

Важливе значення для вибору об’єктів, що являють цікавість для випробування, має газовий каротаж, оскільки він дозволяє не тільки виявити нафтогазоносні пласти, але й встановити точну глибину їх залягання. Виділення нафтогазоносних пластів методом газового каротажу проводиться за даними комплексного вивчення вмісту вуглеводневих газів у промивальній рідині, шламі та керні. Однак, застосування цього методу обмежене у тих випадках, коли до промивальних рідин добавляють сиру нафту, оскільки це може створити хибне уявлення про справжню нафтогазонасиченість.

Люмінесцентно-бітумінологічний аналіз полягає у вивченні нафтоносності за даними люмінесцентних досліджень промивальної рідини та шламу. При такому аналізі вивчають колір та інтенсивність свічення нафтонасиченого шламу чи промивальної рідини під час опромінення їх ультрафіолетовими променями. Перевага такого методу в тому, що він дозволяє виявити навіть незначні сліди вуглеводнів у гірській породі.

Окрім перелічених вище досліджень, рекомендується проводити також електричний, механічний, діелектричний, радіоактивний, акустичний, фільтраційний та гідродинамічний каротажі, кавернометрію, профілеметрію. Перевага геофізичних методів досліджень свердловини полягає в тому, що дані про насиченість і характер гірських порід отримують безпосередньо в процесі буріння свердловини. Разом з тим, які б широкі можливості не мали геофізичні методи, вони є непрямими і тому потребують уточнення шляхом проведення безпосередніх досліджень у свердловині та вивчення пластових флюїдів.

Випробуванню підлягають всі пласти, які на основі аналізу геофізичних досліджень оцінюються як продуктивні чи потенційно продуктивні, а також ті об’єкти, характер насичення яких попередніми дослідженнями однозначно не встановлений.

Випробування рекомендовано проводити відразу після повного розкриття продуктивного пласта, коли пристінна зона не заповнена фільтратом промивальної рідини, твердими частинками і у свердловині ще не утворились чисельні каверни чи жолоби завдяки СПО.

Якщо у свердловині після геофізичних досліджень і випробувань продуктивні пласти не виявлено, то її рекомендують до ліквідації без спуску експлуатаційної колони. Відповідні служби бурових підприємств при виданні рекомендацій про спуск експлуатаційної колони чи ліквідацію свердловини повинні враховувати всі результати проведених досліджень, з тим, щоб виключити імовірність пропуску продуктивних пластів і видачу рекомендацій про спуск колони для продовження тривалих та дорогих випробувань у колоні.

Правильно проведені дослідження дозволяють отримати однозначну якісну та кількісну оцінку випробовуваного інтервалу, що в цілому буде сприяти технологічному процесу в загальному циклі спорудження свердловини.