Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Методические и технологические основы испытания пластов в открытом стволе скважины

ВАК РФ 04.00.12, Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Методические и технологические основы испытания пластов в открытом стволе скважины"



НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ГОСУДАРСТВШНОЕ ПРЩЩРИЯШЕ ПО ТЕОШШЧЕСКШ РАБОТАМ В СКВАШНАХ (НПГИ "ГЕРС")

На правах рукописи

ЛАПШИН ПАВЕЛ СЕРГЕЕВИЧ

1ЖЩЩЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ИСПЫТАНИЯ ПЛАСТОВ В ОТКРЫТОМ СТВОЛЕ СКВАШНЫ

Специальность: 04.00.12-05.15.10 - геофизические методы поисков и разведай месгоровдений полезных ископаемых - бурение скважин

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени доктора технических наук в виде научного доклада

Тверь - 1992

Работа выполнена в Западно-Сибирском научно-исследовательском и проектно-конструкторском институте технологии глубокого разведочного бурения (ЗапСибЕурНИПИ)

Официальные оппоненты: доктор технических наук,

профессор Крылов В.И.

доктор геолого-минералогических наук, профессор Федорцов В.К.

доктор технических наук, , профессор Башкатов Д.Н.

Ведущая организация - Западно-Сибирский научно-исследовательский геологоразведочный нефтяной институт (ЗапСибНИГНИ).

Защита состоится 23 декабря 1992 г. в 12-30 часов на заседании специализированного совета Д 071.18.01 в научно-производственном государственном предприятии по геофизическим работам в скважинах "ГЕРС" (НПГП "ГЕРС")

по адресу: 170034, г. Тверь, пр.Чайковского, д. 28/2, конференц-зал.

С диссертацией в виде научного доклада можно ознакомиться в библиотеке ВНИ1ИК НПШ "ГЕРС".

Доклад разослан 21 ноября 1992 г.

Ученый секретарь ^

специализированного совета, д.ф.-м.н.,^^/ В.В.Глуздовский

РОССИЙСКАЯ

>СУ/; —- 1...

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА. РАБОШ

Актуальность проблемы. Основной еадачей поисково-разведочного бурения на нефть и газ является качественное исследование всех перспективных пластов с цельв открытия залежей нефти и таза.

Наиболее эйфективнЕЫ исследованием пластов является применение испытателей пластов трубных (ЙПТ) в процессе бурения с наиболее совершенными техникой, технологией л методикой интерпретации,' обеспечлвеющпми максимально достоверную информацию о гэолого-физи-ческих параметрах пластов и насыщающих нх флвддах, исклвчавщих кх пропуск или неправильнуи оценку промышленной продуктивности/ 1,78/.

Исследования геолого-^язетеских параметров с поиодьв ЙПТ является не только дополнением, но и частьи геофизических исследований сквалзтя (гас), которые необходимы для подсчёта запасов н проектирования разработки залегай нефти а газа. Это обстоятельство обусловило использование исследований снваяин ЖГГ геофлзическини предприятиями .США и Миннефтапроиа (ныне корпорация Роснв6тогаз),а такяе геофизическими организациями Комитета геологии России.

Связь исследований пластов ШТ с технологией бурения заключается в следующем:

- с помоцып КЕГ производят испытание цементных мостов я ко-позк труб на герметичность, устанавливав? характер и иесто нарушения герметичности ;

- определение пластового давления, скин-эффекта, тидропровод-юсти и др. геологбфизических параметров пластов необходимо доя гроектяровалия режимов бурения, цементирования, крепления и закаливания скважин; сокращения объёма отбора керна / б-/1

- уменьшение количества работ с ИНТ сокращает время бурения ;о проектной глубины, но является причиной пропуска продуктивных

пластов и снижает эффективность бурения;

- большое количество работ с ИНТ и юс высокое качество повы-шавт эффективность бурения, увеличивает цикл строительствп скважин, но при открытш высокопродуктивных пластов могут сократить объём бурения на -данной скважине ;

- высокая оперативность исследования ШТ кокет сократить количество поисково-разведочных скважин /?&/;

- ещё больше повышает оперативность я эффективность бурения метод ШТ без подъёма долота и труб;

- реаш бурения, качество буровых растворов влияют на качество вскрытия пластов, устойчивость стенок сквазщщ и успешность работ с ИПТ;

- определение ШТ степеней кольцатация, девольматации и при-хватообразования могут служить причиной замены бурового раствора

и соответствующего изменения режима бурения. Эти положения основаны на наших работах /6,7,8,10,11,15,19,20,21,24,27,28,32,33,45,48, 49,50,51,52,54,60,67,71,78,88,95,97,98,100,104,112,114,117,118,120, 121/.

Если для исследования методой пробных откачек необходимы слус* обсадных колонн, их цементирование, перфорация, то при применении трубных испытателей пластов ИПТ в процессе бурения этого не требуется, ж в результате экономится время ж средства на производство этих работ. В П пятилетке с помощь® ИПТ исследовано более 30 тысяч объектов и открыто не менее 300 залежей нефти и газа, чему способствовало более 100 научных работ автора /опубликованных до 1980 года/ по созданию и внедрении техники и методики применения ИПТ, годовая эффективность которых составляет сотни миллионов рублей.

Однако сложность и многообразие гидродинамических и геолого-технических условий исследования скважин и пластов требугт совер-

шенствования теории и методов определения физических параметров пластов по данным ШТ. Не менее сложными и актуальными является разработка, внедрение и дальнейшее совершенствование соответствующих техники и технологии.

Актуальным также является совершенствование технологии и методики применения пластоиспытателей в процессе разработки залежей для повышения проницаемости призабойяых зон эксплуатируемых пластов и решения вопросов их дальнейшей эксплуатации. Не менее актуальным является постоянное проведение совершенствования конструкций технических средств узлов пластоиспытательных инструментов, которые должны соответствовать развивавшейся передовой технологии и методике исследования поисково-разведочных и эксплуатируемых скважин. В таких скважинах должно быть испытано более 7000 объектов в год.

Основная цель работы:

- создание техники, теоретических основ методов исследования скважин пластоиспнтателями, обеспечивавших повышение точности определения параметров пластов и ясшгчесгво информации этих исследований в процессе бурения скважин.

Основные задачи диссертационной работы:

1) Разработать теоретические основы и методическое обеспечение исследования пластов ИПТ при переменных дебитах и депрессиях, предусматривавших повышение количества определяемых физических параметров пластов и их точности в процессе бурения скважин.

2) Разработать, усовершенствовать и внедрить техническую и технологическую реализации теоретических и методических разработок с учётом автоматизации трудоёмких процессов.

3) Определить геолого-техническувз и экономическую эффектов-

вость внедрения разработанных техники, технологии и методики исследования скважин пластоиспытателями в процессе бурения сквазин.-

Методы решения поставленных задач:

- теоретические и экспериментальные исследования подтверждающие достоверность и работоспособность разработанных способов, методов и устройств;

- организация ж контроль за проектированием и испытанием новых способов и устройств, корректировка и усовершенствование юс по результатам испытания;

- организация и анализ внедрения в производство отработанных новых устройств, технологии их применения и методов интерпретации

- экономическое обоснование (расчёты) эффективности разработанных внедряемых технических средств и технологических приёмов.

Научная - новизна:

- созданы теоретические основы, позволявшие связать существенное повыяение точности и количества определения физических параметров пласта с такими технологическими параметрами исследования скважин ИНГ в процессе бурония, как переменные забойные давления, дебита притона и оттока пластовых флюидов, подток загруб-ной жидкости, послепрлточный эффект, гидравлические потери давления, ыногоцикловость притоков и восстановления давлений;

- в результате повнаения количества этой информации выведены теоретические зависимости для определения гидропроводности и пье-зопроЕодности яризабойной и удаленных зон пласта, при давлениях выше з ниже насыщения, при одноцнкловых к инороцикяовше испытаниях пласта, даз нефтяных я газовых пластов;

" - г^зогенк таккз гворвтпчесаке формулы сквн-э-З^экта, приведенного радиуса сквакияы к коэффициентов фазовых продуктивнтостей для одноциклоеых г. кногсцикловых испытаний нефтяных и газовы;: оква'кгн;.

- на оснозе многофакторного анализа разработана классификация информации результатов ШТ по качеству и количеству определения параметров пласта, включаицая 12 классов, - от первого самого высокого по точности и количеству информации до 12 - самого низкого (брал), что дозволяет повысить качество исследований ШТ, если оплату за эти работы поставить в зависимость от .класса информации;

Основные

защищаемые

положен и л:

- повышение точности определения пластового давления и гидропроводности удаленной зоны пласта (УЗП) с учётом послепри-точного эффекта путём итеративных вычислений, а также путём гашения послеприточного эффекта; •

- определение уточненных значений скин-эффекта и гидропроводности ПЗП при многоцикловых исследованиях пластов ШТ;

- повышение точности определения дебитов нефти и газа при исследовании пластов ШТ;

- определение типов коллекторов по степени их-реагирования на многоцикловую депрессию, создаваемую ШГ, что имеет важное значение прп разработке залежей в этих пластах-коллекторах;

- разработка и внедрение испытателей пластов типа КПГ-УаНЖ

(а.с. 113016) с гадравлнчесЕИи реле времени являющееся основеш узлои ношлеятов КЕИ-УфШИ и КШ-ГрозУ|ШИ-14Б;

- разработка нового направления перспективных устройств и способов испытания пластов без подъёма бурильных труб и долота.

Практическая' ценность:

- разработаны методологическое обеспечение интерпретации результатов исследования сквахин ШТ и новые способы испытания пластов;

- для реализации этих методов, способов и теории разработаны четыре поколения пластоиспытательных устройств на уровне изобретений с учётом автоматизации трудоёмких процессов;

- разработка инструкций и методических руководств для эксплуатации упомянутых устройств и более точного определения параметров пласта, которые пригодны для подсчёта запасов залеаей и контрохг за разработкой месторождений нефти и газа;

- усовершенствования конструкций у&яов идаегсгсантагаяБных инструхгеа?оз в технология ЕГ приаенэнея, что способствовало усзо-развэ ж удвЕавленЕЮпоиска, разведай н разработки месторождений нефти и газа;

- разработанные с участием автора диссертации технические средства НПТ, технология и методы интерпретации ШТ применялись в Министерстве нефтяной промышленности и Министерстве геологии СССР, где в течение последних 25 лет трубными испытателями пластов ИПТ <КИИ-7рИЙ-104; КШ-ГрозУфНИЙ) ежегодно открывалось более 50 залежей нефти и газа;

- применение ШТ позволяет повысить эффективность разведки

и разработки месторождений нефти и газа и поэтому в СНГ с яоыодь» ШТ исследуется ежегодно более 6000 пластов-объектов.

Реализация результатов работы в промышленности. На основании изобретательской деятельности, теоретических и экспериментальных работ в лабораторных и промысловых

услозияг созданы технические средства для исследования скважин л пластов (испытатели пластов, запорные клапаны, пакеры, автоматические устройства для КИТ), способы н технологические приёмы исследования скваага, а также методические руководства и инструкции для внедрения новой техники исследования скважин: КИИ-УфНШ-104, КИИ-14С-ГрозУдЖИ, КИИ-95-ГрозУ$НИИ, КИИ-2-146, КЕ-146, КА-95, КЗ-146, КИИ-2М-146, ШК-95, которые изготавливались и изготавливается серийно октябрьским заводом Нефтеавтоматика, бакинским заводей им. Володарского, сарздульским заводов ии.Дзержинского,краснодарским заводом Нефгекашрамовт.

Применение этих пласгоисштательных инструментов, устройств а комплексов нашло широкое распространение в СССР ж некоторые из зих экспортируется в страдн народной демократии и развивавшиеся зтранн. С их помощью уга открыты сотни залезей нефти и газа, часто з тех иестах и отложениях, где наличие промкиеннше запасов вефта г газа не ожидалось. По данным экономического расчёта годовой эко-юмнческнй эффект от внедрения ШГГ указанных типов составляет -134 млн. рублей.

Апробация работы. Основные положения диссертации долокенн:

- на Всесоюзном совещании по бурении глубоких скважин в ?. Куйбышеве (опубл. 1962 г-.) /г/;

- на Всесоюзном семинаре по улучшению методики, техники и организации работ по опробовании скважин в г.Баку (опубл. ЕИШС з 1965 г.) / 8/;

- на Всесоюзном семинаре ВНИИнефть по гидродинамическим методам исследования пластов и скважин в г.Краснодаре (опубл.в :эб4г.)/7./;

- на Всесовзнои семинаре по испытании разведочных сквапш [а нефть и газ в г.Актюбинске (опубл. ВНИИОШГ в 1968г.)

- па Всесоюзной сеаанарв ВД2Х в г. Ыооят го Бвьргт» -л зспы-гонеп объектов в процессе бурения (опубл. в 1567г.) /12, 13/;

- ::а Всесоюзной 9-й конференции ШИИнефть по гядроданглпхческЕ методам исследования нефтяных шгастов и сяе&шн в г. Саратове (одубл. тазлсы в ISS8 т.) /19/;

- на Всесовзной конференции по гадродинамичесгим методам доследования пластов и снва&кн в г.Баку (опубл. в 1967г.) /15/;

- на выездной сессии Научно-технического Совета Ыикнефтепромс в г. Тюмени по проблеме развития нефтогазодобываЕгцэй прсмшлевноси; Западной СЕбяри (опубл. в 1967 г.) /15/;

- на Всесоюзном совещания по совераенствовавив вскрытия испытания х: освоения продуктивных пластов в г.Уфе (опубл. в 1963 г.) /24, 25, 26, 27/;

- на Всесоюзном гидродинамической семинаре в г. Саратове ШИИнефть (опубл. в 1969 г.) /20/;

- на Межотраслевой научно-технической конференции "Эффективность использования оборудования" в г.Уфе (опубл. в 1977 r.)J

- на Всесовзной научно-технической конференция по вскрытизз нефтегазоносны: пластов н освоению сквадия в г.Ивано-Франковске

в 1988 г. /65 /;

- на семинаре "Эффективность вскрытия и методов оценки слота

построенных продуктивных пластов при бурении и опробовании глубок] разведочных скважин" в т.Темени (опубл. в 1990г.).

В течение последних двадцати лет Миннефтепром все разработан ные с участием автора пластоиспытательные инструменты (двухцикло-вые и многоцикловые ШТ) вклвчал в планы новой техники и технологии всех основных предприятий, проводящих работы с пластоиспытате лями, и эти предприятия выполняли планы внедрения.

Так, например:

-9- в отчёте ПО Башнефть по форме 2-НТ за 1969г. показано: при плане работ ИИТ 240 пластов фактически опробовано ИПТ 288 объектов с годовым экономическим эффектом 1503,6 тыс.рублей;

- в отчёте ПО Башнефть за I97I-I975 гг. показано: по новой технике, передовой технологии (по мероприятиям, утвержденным СМ СССР) при опробовании скеэжин КИИ-2М-95, МИК-95, МИГ-146, КИИ-2М-146 план выполнен на 109-134^ с соответствующим ростом экономического годового эффекта от 2071 до 5369 тыс.рублей;

- в отчёте ПО Башнефть по новой технике, передовой технологии за I976-1980 гг. (по мероприятиям, утвержденным СМ СССР) по опробованию скваяин ИПТ с определением параметров пласта при плане 337 операций фактически выполнено 397 (т.е. на 118 %).

В полном объёме диссертация была обсувдена в институтах: СеаКавНШШнефть, ВолгоградНИПИнефть, БаиНШШнефть, ВНШнефтепром-геофизика, ВНИИБТ, ЗапСибБурНШШ.

Объём и структура работы. Диссертация в форме научного доклада состоит из общей характеристики работы, введения, шести разделов, заклвчения, содержащего основные выводы,и списка печатных работ автора по теме диссертации.

Публикации. Основные вопросы, рассмотренные в диссертации, опубликованы в 132 печатных работах: I монография, 3 брогооры, 5 инструкций, 52 изобретerfte , 4 зарубежных патента, 3 проспекта. к экспонатам ВДНХ, а также 68 статей, в том числе 30 статей в центральных научно-технических журналах.

ВВЕДЕНИЕ

Работа над настоящей докторской диссертацией была начата в I9SI году - после защиты кандидатской диссертации на тему "Определение физических параметров, пластов по данным пластоиспытателей 7фйИИ".

Это была первая в СССР диссертация, защищенная по работам с пластонспытаталяш, которые бшш разработаны с использованием наших изобретений пб а.с. №6 II30I6, 120805, 137862. Мо, 81,82/.

В процессе работы быш разработаны теоретические основы исследования скважин ШТ и более точные и информативные методы определения физических параметров пластов с учётом особенностей техники и технологии четырех поколений лластоиспытателей, созданных на основе изобретений автора. При сопоставлении методов автора с другими известными методами показано преимущество первых. Под руководством и при участии автора производились внедрения его разработок и в результате этого получен значительный экономический эффект.

Как было упомянуто выше, объектом защиты диссертации и её целью является создание техники, теоретических основ методов исследования скважин пластоиспытателями, обеспечивающих повышение точности, информативности и эффективности исследования, а также автоматизацию трудоёмких процессов.

В связи с наличием многомиллионного экономического эффекта, связанного с внедрением техники и методики применения лластоиспытателей, разработанных с использованием изобретений автора, диссертация относится к работам, имевшим большое народнохозяйственное значение, кфахавдееся в ускорении и удешевлении разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений на базе новой техники, технологии и методики исследования скважин, более точного и достоверного определения параметров пластов, чем это было возможно ранее.

Вопросами создания-техники, технологии и методики интерпретации ЩТ зан: мались К.И.Лошкарев, К.Г.Хамзин, П.С.Варламов, А.П. Белоусов, М.П.Снежво, Г.Д.Сухоносов, Н.Ф.Рязанцев, А.Н.Замараев, Э.Б.Чекалвх и другие, с которыми автор работал в тесном контакте и блатодарен им за сотрудничество.

Первый вариант диссертации шел название: "Разработка, усовершенствование и внедрение техники, технологии и методики испытания скваяин пластоиспытателяш", который был представлен к защите 4.04.31г. в институте ЕНИЙКРнефть, но для положительного решения захватило 0,5 голоса.

По сравнении с предыдущим вариантом в текст диссертации внесены следующие изменения и дополнения:

- изменено название диссертации, причём в настоящем названии то рекомендации Ученого Совета ШИГЙК слово "скважин" заманено на, слово "пластов";

- добавлен раздал "Сопоставление результатов ясавтатш скважнн испытатзяями пластов на трубах (ИНТ) с характеристикой этих пластов по заключениям ГИС";

- выпущено дополнительно 25 печатных работ, нашедших отрагэете в диссертации, в том числе 4 с?атья, тезисы ;. 5 докладов на научных сеаинарах, 9 информационные и рзклааных листков ЦНТИ о научно-технических достижениях, описание 7 новых изобретений, на которые получены авторские свидетельства и патенты;

- получено 6 положительных решений по заявкам на изобретения, которые также нашли отражения в диссертации /127-132/»

В этих публикациях отражены:

- метод оценки влияния различных буровых растворов на качество вскрытия и испытания пластов, основанный на определении по данным ИПГ степеней кольматации, декольматации и противоприхватных свойств растворов /67 , 121 / ;

-основные критерии и метод качественного испытания скважин КПТ / 65 / > основными из которых являптся: ограничение интервалов испытания до 16 метров; определение и учёт дебита подтока из зат-рубного пространства; повышение точности определения нефтеводосодер-

"какая; учёт послеприточного аффекта в начале КВД; итеративные вычисления Дри определении параметров УЗД и ЕЗП;

- внедрение метода обработки ыногоцикловых сквашнннх исследований пхастоЕсдытателями ИНГ раскрывает особенности нефтяных коллекторов за счёт того, чго разные пласты по разному реагируют на многократные депрессии давления в виде изменения параметров ПЗП и УЗП;

- совершенствование интерпретации данных испытателей пластов ИНТ путем итеративных вычислений с учётом послеприточного эффекта /..69/;

- преимущества испытания малых интервалов скважин пластоиспы-татедями

- метод обработки данных многоцикловых скваяинных исследований пластоиспытателями ИПТ , который включает определение скин-зф-фекта, тадропроводаости и других параметров УЗП и ПЗП, а такае их изменений в процессе многощкловш: работ с ШТ /68/;

- способ одновременного исследования двух пластов по а.с. 1700216, в котором предусмотрена раздельная изоляция дластов и переменная регистрация КП и КДД Д2ь /; •

- способ многоциклового исследования пластов с периодическими знтенсгфикацияш притонов и повышениями забойного давления выше его критической величины /131/;

- способ многоциклового испытания дластов с фиксацией величины затяжки инструмента при периодических расхаживаниях инструмента во время перерывов испытания Л32/;

- способ испытания пластов при вскрытии их на полимерном растворе и задавкя его в пласты с целыз водоизоляции /128/;

- использование метода гаиения послеприточного эффекта прн нс-пытанш пластов ИПТ . _ яо способу исследования пластов /124/;

- о кошшекенш применении нспнтатедей пластов и опробоватедей

. -аз-

на кабале , котда интенсивная очистка призабойных зон пластов с помощью ШТ повышает информативность последующих работ с опробова-телями на кабеле;

- способ использования полимерных газогенерирувщих растворов для многократного испытания скважины без подъёма бурильных труб /123/;

- способ ускоренного испытания пластов, согласно нашего изобретения /120.', дозволявшего испытывать все перспективные пласты,причём имеется возможность испытания одновременного испытания двух пластов;

- устройство для испытания пласта, согласно нашего изобретения /125/, предусматривающего дистанционную регистрацию изменения забойных параметров при работе ШТ;

- устройство для испытания пластов без подъёма бурильных труб и долота с откачкой пластовых жидкостей и газов в процессе бурения /127/;

- новая конструкция испытателя пластов с механическим ратв времени, интесификатором притока и лробоотбориой ёмкостью, позволяющим испытывать глубокие высокотемпературные скважины /122/;'

- гидравлический пак ер для испытания пластов без подъёма бурильных труб и долота Д29/;

- пластоисднтагель для скважин с аномально-зысокиш пластовыми давлениями, имеющим откачйвающее устройство и гидротормозное устройство, на котором спускаются в скважину автономные приборы /130/.

РАЗДЕП I. РАЗРАБОТКА ТЕОРЕТИЧЕСКИХ ОСТОВ МЕТОДОВ

ОПРВДЕШИЯ ФИЗИЧЕСКИ! ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТОВ ПРИ КССВДОВШИ СКВШШ ИПТ

В области определения физических параметров пластов по данным исследования скважин испытателями пластов на трубах - ШТ известны работы Зака и 1*ри$фина (предложивших для этой дели метод Д.Р.Хорнв-ра) Е.П.Борисова, Э.Д.Мухарского, Э.БЛекалвва, Н.Ф.Рязанцева, М.Л.Карнаухова и др., а также ряд работ, которые для этой цели могут быть использованы: метода Б.А.Богачева, Н.Д.Каптаашнина, Яи-Юн-Шана, И.А.Чарного, И.Д.Уырихина, Г.В.Щербакова и др.

Однако большинство этих методов были достаточно сложными, а более простые не обладали достаточной точность» в определении параметров пластов.

В этой связи нами для интерпретации материалов исследования пластов в открытой стволе скважин по данные трубных испытателей пластов (ИПТ) предложена форруда -и-/

е.«

Ока выражает зависимость ыекду переменными дебитши ^ притока пластовых жидкостей через ИПТ и депрессией забойного давления. Получена автором с помадьв принципа суперпозиции в работе /2/,

В (1.1) приведенный радиус сквакины находят по форауле Хоу-кинса у _ у

ПР ' (1.2)

В работах /75,10,13.15,23.24,25,33,78,1»51,52ДОЗ,62,63,61/ показано, что формула (1.1) ыовет быть использована для методов определения параметров пласта с учётом дебвтов оттога, подтока, досделртточного эффекта, притока в ватрубкув полость ствола сква-

шген, а таяго при многоцталовом испытании при штзрпротация врввнг притока (КП) и кривых восстановления давления (КВД). Ери этом в указанных работах даны различные модификации и преобразования зтсЗ формулы применительно к коЕкретнш условиям. Все производные формулы от (1.1) получили название формул УЙМИ и были сопоставлены с интегральны«! и дифференциальными методами почти всех вкаепорэчис-ленных исследователей. Проведенная пши проверка формул УдНШ в работах /7,9,47/ показала их высокуи точность при интерпретации данных ипт.

Формулы для определения гидропроводаости и пластового давления по данным испытания газовых сявадин также получены методом суперпозиции /15,24,1,78/ для обработки КП и КВД

Для математической ^обработки КВД в (1.1) а (1.3) прннимазт: равнш нули; Хи- ¡Е & •

¿=1 г

Методом суперпозиции получена формула для интерпретация иного-цикловых КВД при числе циклов У>1 и осредненных дебитах притока ' жидкости для вавдого цикла /45/:

(1.4)

где Т и 6 - периоды времени КП и КВД в ваздом цикле.

Зависимости скин-эффекта от переменных дебитов притока жидкости и газа получены при подстанввкэ (1.2) в (1.1) и (1.3) /I/. Для определения гидропроводнооти призабойной зоны пласта - £п г лвбой момент времени притока на начальном прямолинейном участке полулогарифмической анаморфозы в формулах (1.1) и (1.3) заменяют на 1С , а £ и 3£ заыенязт на £п и «а также использувт

известное выражение В.Н.Щелкачева и Ш.К.Гиматудинова __£__

Тогда для притока жидкости получил выражение, которое решают

" 1 - (1.6)

итеративным математическим методой / j. \ г

с ГА +1 ^fe-Uj,

k ^ША+А'о)

Аналогичное выражение на базе (1.3) получено для притока газа. В этом случае, а также при пластовом давлении ниже насыщения в формуле (1.5) вместо суммы упругости жидкости Ji^u. к упругости пор (трещин)ftnap подставляют

Кп - эффективные -толщина пласта в его пористость, произведение которых mo:sho определить по данным исследования пластов геофизическими методами и по данным исследования керна. Автором были сделаны попытки определения h^n по данным исследования скважин пластоиспвдателями HIT в открытом' стволе, однако выведенные формулы ж«евт приближенный характер и их пока нельзя рекомендовать для использования без тщательной проверки и корректировки и эти работы е дальнейшем будут продолжены.

Вперзыз послеприточный эфйект при испытании скважин ИПТ был исследован нами в работах /49,51/, дано его теоретическое обоснование и было отмечено, что он Еыранаегся отклонением первых точек анаморфозы КВД от расчётной прямой проведенной по последним точкам, где этот э^ект отсутствует при достаточном восстановлении КВД. Выведенные формулы для определения дослелриточного дебита (дебита . ритока жидкости из пласта после закрытия запорного клапана ИПТ) были затем в / 53 / уточнены и теперь имеют зид/gg /:

Л (ЪтЮ/У-Х»

(1.7)

д*= К)/У -

-17-

где У^ А у* А К = К /

- забойные давления на КВД при времени 4 ;

Рт - забойпое давление в конце КН при дебите и време-

лрн У.у^ул,.; ; • .

Итерации по даннса КВД, оттсаншге в теперь уточнены, сокраще-

ны, быстрее приводят к более достоверный данным с учётом послепри-точпого эфйекта и производятся по схеме / 69/:

ц. - а Зд) - г - -

где из (1.1) у, = Рп- = +

После окончания иторативинх вычислений У ъ ъ заданной точностью определяют по приведенным выше зависимостям: £ ,

Еп, , , 2Пр , а также скин-зффект, тжзабойнув закупорку и коэффициент продуктивности /31,63 / по формулам из упомянутых выше работ, например:

У„ у , 2,25"^ ЭГ

(1.10)

с

пласта,

Для ЩГ'имевщей достаточное по времени восстановление давления, расчётную прямую на анаморфозе КВД следует проводить по последним точка« так, чтобы предыдущие по времени точки находились ниже этой прямой, а если КВД недовосстановлена и не имеет таких точек, то прямая проведенная по последним точкам имеет зав шейный наклон J . При этом многие точки ложатся выше этой прямой и в результате интерпретации такой КВД получается завышенное значение Пластового давления, заниженные значения гидропроводности УЗЕ и

коэффициента продуктивности в несколько раз.

Поэтому для недовоссгановленной КВД на расстоянии 2-3 ^ от последней точки берут проекцию одной из точек на прямуи соединяющую порвув к последа® точки. Путём итеративных вычислений с координатами этой проекции точки и последней точкой производят определение У , РПА , Е , а затем и всех остальных параметров УЗП и ПЗП. При этом результаты в достаточной мере приближаются к истинным значениям, полученным при наличии конечного участка довосстановленной КВД, как это показано в /69 /'•

Кроме вышеописанного метода использования недовосстановленных КВД нами разработан способ и технология гашения послеприточного зйфекта при испытании пласта ШТ /124/, которые позволяют повысить качество КВД с одновременным сокращением времени её регистрации и сокращением всего времени испытания пласта и уменьшением опасности прихвата инструмента. Этот способ и технология предусматривав! кратковременное сообщение испытываемой зоны с пространством над пакерои в конце периода притока. В результате этого избыточным гидростатическим давлением в короткий промежуток времени гасится приточный эффект в значительная часть КВД освобождается от его искажающего влияния. Качество КВД при этом значительно повышается, так как большинство точек её анаморфоза хорошо ложатся на расчётную прямую. В качестве примера использования этого способа приведём данные испытания Ш1Т сквалсины й 548 Вя-Еговской площади в интервале 1437-1445 м ИГО Хантымансийскнефтегазгеадогия , на которой во время закрытия запорного клапана в конце притока испытываемая зона в течение короткого времени сообщалась с гидростатическим давлением затрубкого пространства. После этого в течение 10-ти минут наблюдалось падение давления на КВД, а затем в течение 18-ти минут рост давления к все точки анаморфоза КВД этого периода хоро-ео легли на расчетную лрямуи, что следует из таблицы 2, по которой

построен график. Это такне подтверждается тем, что наклон У определенный по точкам 6 и 8, совпадает со значением, определенным по точкам 3 и 7 табл. 2.

Таблица 2

Изменения забойного давления и Хмна КВД скв.548

п \ I | 2 | з ! 4 1 «5 ! К ! ,4 | 5 ,6 , 7 ! 8 ! 9

¿Йа' 13,38 13,41 13,43 13,46 13,47 13,50 13,51 13,53 13,55

Х\> 51,9 51,2- 49,9 смй/с 47,6 46,4 45,3 44,2 43,2 42,2

7= Л ^ - 13.53-13.50 = 13.51-13.43 = Л (Х„) " 45,3-43,2 49,9-44,2

По этим данным ло методике автора определены слгдущие

параметры пластов:

1) Гидропроводность УЗП . £ = 0,682 тыР.сы/Ша.с.

2) Пластовое давление Ргл - 14,13 ЫПа.

3) Средний дебит нефти при испытании = 1,937 м3/сут.

4) Средний дебит газа при испытании = 691 м3/сут.

5) Газовый фактор Г = 357.

6) Гидропроводность ПЗЯ ' £п = 0,303 «шАсм/Ша.с.

7) Пьезопроводносгь 1Ш 3?„ = 8,804 см2/с. 3) УЗЯ % - 19,81 см2/с.

9) Пржзабойная закупорка ; • П2 = 2,25

10) Скин-эффект £ = 4,45

у

11) Приведенный: радиус скважины

"лр

12) Коэффициент продуктивности фактический для нефти, приведенный к

условиям десятисуточной эксплуатации П - 0,281 м3/сут.МПа

СФ

13) Коэффициент продуктивности потенциальный для нефти, приведенный к

условиям десятисуточной эксплуатации = 0,572 м3/сут.Ша

14) Ожидаемый потенциальный дебит нефти

при эксплуатации (для дР = 7 МПа) 0^ = 4,03 м3/сут.

Уточненное значение дебита еидкости через ШТ определяют но предложенной нает формуле /35/, в которой сделана поправка на дебит подтока ^¿¿э ;

У = 0,117 си

+ + Ю^О . (1.И)

где;

1 (1.12)

° ' (1ЛЗ)

С = , (1.14)

Приближенное значение одного действительного корт кубичного уравнения находят по формуле

а _ Г в3 я' в , ч

а точные значения находят по спецгальной программе ЭШ шш путём итеративных вычислений.

В згдх формулах уточненного определения дебета притока жидкости кубичная зависимость от депрессии давления получается за счёт непрерывного увеличения длины пути вэдкости в трубах, а поправка на средний дебит подтока^3 ваннз?негерметичностьв резьбовых соединений труб, через„которые происходит подток жидкости из затрубного (определяется

пространства^ процессе обычных . слуско-подьёмнах работ /35Л

п Ь^

При Кг < 2300, когда /} = —- кубичное уравнение дебжта аря-

ил.

тока жидкости превращается в квадратичное, а при постоянном изменении давленая в трубах во время пргтока, - О и Л = О оно превращается в известную формулу Э.Д.Мухарского

Средний дебит газа в мэ/с при испытании газоносных пластов ИПТ определяется по нашей формуле /55/, но,при притоке таза в жидкости с эта формула несколько усложняется и имеет вид:

<т у---/ / п • ц.18)

где о _ средний дебит выхода газа на устье скважины в процессе ■г* притока.

Гидропроводность ПЭД для нефти и воды определяется по праве-

двеной: вше формуле ч(1.6.),. а • результаты вычислений по эю2 -формул*® отличаются на 8-10 JS от промысловых данных.

Гвдровроводвость ПЗП для таза определяется по приведенным ниже, формулам (1.20) ,(1.22).

Пьезолроводность ПЗП и УЗП для падкости определяют по формулам (1.5),(1.21), а для газа по (I.I9) и / 54 /Г

У - 31Ш '/0~*'9г' Per Z Ти (I 19)

Г

Для нефтяных залегей при забойном давлении нига давления насыщения также используются (I.Z9) / 54 /. Гндропроводность ПЗП для газовасшценннх пластов определяют по (1.3 ) " , а для .УЗП

используется п т

f = JL. = -\-- ода)

Призабойная закупорка для жидкостл ж газа представляет собой

П3= £/£„ (1<21)

(1.22)

Скин-эффект прн одноцнкловых и многоцикловых испытаниях для водо-нефгяныг пластов определяется по формуле (I. го), выведенной нами путём применения способа суперпозиции к формуле проф. В.Н.Щеляачева выражающей зависимость депрессии забойного давления от постоянного дебита и использованием (1.2).

Аналогичная формула для тазонасшденных пластов выводится путём подстановки вместо ^ ; вместо , % = ; вместо , ^^; вместо ¡»К ; ^ ^ ; ' г

W 21Г£ГЛР__К _± р 'i.1t*At £гСР„+РКй) а зз,

Вг?г Цг ^ (hKn)-zl

Эта формула для П цикла при постоянных дебитах (fi^n ($г)г I н П циклов будет иметь вид: (г )

№ " -рат Z ТПА (fa

_ lïà Я. Tt + âr + Ъ _ £ -A w<rTr(£r)ffaPm)r 2{Ог)е % + Ггг l (hKn)rI"ïc2

(1.24)

Аналогично получены нами значонля для /V-го циклов скин-аффекта для газопаснщенпого и водонефтенасыщенното пластов /б'-8 /.

Объёмный коэффициент для газа определяет..по известной форму-■тэ: Вг = (VM)r/(VoT)r = [2Р*т ?ЪЛ]:[293(Рпл + PKnJ.

Приведенный радиус скважины для водо-н нефтенасыщенных пластов

определяпт по формуле (1.2), - аналогично для газонасыщен-

ных пластов

(t^yX'^f-^)- ^ С1-Э5 )

Коэффициенты призабойной закупорки как отношение гидропроводностей .

узп a usa д /

пз = Еш /Еюп ■ ■ (иге)

Зыразение фактического коэффициента продуктивности для водо-и нефтенасыщенных пластов, приведенного к условиям эксплуатации 10-ти суток получена нага пз формулы Д /, в которой время исследования ШГ заменено на 864000с

%

> e>i(2,lÇ- Эе-ИШО/г^)

Аналогично приведенный к 10-сугочной эксплуатации потенциальный коэффициент продуктивности определяется по формуле Д /

п • ^ яг S__.

(1.27)

(i.2â)

Обоснованш корректировки времени 864000с = 10 сут. в формулах (1.2?),(1.28) является тот факт, что без этой корректировки коэффициенты продуктивности являются завышенными в среднем в 1,5 раза по сравнении с методами установившхся отборов. £ вветр?ЕЕрги ВНШ-нефтегаза указано, что исследования методом установившихся отборов Необходимо проводить на нескольких (не менее трех) режимах отбора, причём скважина доляна работать с постоянным дебитом в течение двух дней. Из этого следует, что на одном региме скважина должна работать не менее 3-х суток, а на трех режимах 10 суток, тем более,что малодебитные пласты требуют большего времени испытания. Значит,для того, чтобы коэффициенты продуктивности, определенные по данным ИПТ соответствовали результатам исследования на установившхся режимах необходимо произвести вышеуказанную корректировку.

Если, например, в (I.27:) подставить £ = 5 мкм2.см/Ша.о; Ж- 5000 си2/с; ТПр = 5 см; а вместо 864000с по данным ЙПТ подставить 30 мин= 1800с, получим = 46>2 см3/с.Ша, а при Ь~ 864000 с; 1^= 31,8 см3/с.Ша, т.е. в последний результат в 1,5 раза меньше.предыдущего, что показывает правомерность корректировки.

Дня газонасыщенных пластов с учётом объёмного коэффициента для газа, приведенные к 10-ти суткам эксплуатации фактический и потенциальный коэффициенты продуктивности определяют по следующим формулам /55/:

/л \ - 2Г(£)г-{РЙАч-Рип)_,_ (

1У<г)г " х'- Раг • & а пт- Жг • 364 000/^

По приведенное бьшэ методике определения параметров пласта по

данным исследования скважин ШТ в открытом стволе, было обработано больсое количество, разведочных скважин по|Запад®й Сибири.,

По ряду сквашн, где иногоцикяовне испытания дозволили определить изменения параметров УЗП и ПЗП, по характеру реагирования пластов на многократное воздействие депрессии можно определить гид пласта-коллектора. Так, например, в таблице 3 представлены некоторые параметры по 7-ми скважинам ПГО 1антымаясийскнефгегазгеология.. Анализируя данные этой таблицы нояско пласты-коллекторы, где во втором цикле улучшатся все параметры УЗП и ПЗП, отнести я^виду (скв. 574). П вид коллектора отличается от I тем, что хотя все параметры УЗП и ПЗП улучшаются, но призабойная закупорка'несколько увеличивается за счёт неодинакового изменения гидропроводности УЗП и ПЗП, (скв.262 и 587).

Ш вид коллектора характеризуется улучшением параметров ПЗП ( ¿п 11 %) и некоторым ухудшением параметров УЗП ( £ и ) вследствие уменьшения депрессии во П цикле (скв. 434).-

IV .вид коллектора характеризуется снижением и ¡рп под влиянием уменьшения депрессии, несмотря на очистку ПЗП и уменьшение 5 и . (скв.554 ж Р-39).

V вид" коллектора характеризуется самозакупоркой ПЗП из-за её пластичности в условиях высокой депрессии, в результате чего наблюдается ухудшение всех параметров ПЗП ( Е„ . » £ и )» не~ смотря на увеличение £ и

В работе /53/ рассмотрены особенности интерпретации многоцикловых КВД, при которых предусмотрена возможность совместной интерпретации КВД различных циклов испытания, а в /33,39/ оценено влияние подтока затрубной жидкости и оттока жидкости в пласт на точность определения параметров пластов.

Различные типовые случаи интерпретации КП и КВД рассмотрены в /72/, где такке приведены соответствующие диаграммы давления и

Таблица 3

Результаты ряда ыногоцикловых исследований Сибирских

скваяин

Параметры по данным I и И циклов

Размер- !скв. !скв. !скв. !скв. !скв. !скв. !скв.577 ность !574 !262 !587 !434 !554 !Р-39 В!Ханенно2 !Каыен!Куы- ! Катек.'При об!Камен! Зрпгнс! длощ. !ной !лоре-!ной !ской !ной !кой пл!-^ !пл.1 !йоы !пл.П !пл.Ш !пл.1У!1Увид Г шд !ввд !пл.П !

! вид !

вид

вйд '! вил; !

! 3 ! 4 ! 5 ! 6 ! 7 !8 !9

%

£

£

Рпл рм

Вп

£п

X

X Хп

Жп

ъ п,

5 $

>?* «2*

м3/сут. 35,85 8,44 20,6 33,97 2,91 108,1 57,75 -"- 118,9 6,33 23,52 42,83 2,91 107,8 37,87

Па. с 10'

-II

МПа Ша м3

шТс

10'

-II

см3/с

4,54 1212 5,52 15,84 0,648 49,85 4,38

15,76 3£83 9,88 11,13 0,218 46,06 4,89

15,72 14,64 22,54 23,88 14,88 28,83 15,16

15,72 14,57 22,50 23,90 15,23 28,83 15,17

4,25 1,324 2,90 2,234 0,178 5,136 4,79

б/р б/р б/р б/р ■13/сут.мПа

15,63 1,997

204,8 54,92

710,1 143,38

191,5 59,64

704,4 89,95

1,069 0,921

1,008 1,187

0,497 -0207

0,031 -1,300

3,24 0,954

10,41 2,328

3,17 1,137 10,37 3,129

3,47 4,486

149,4 427,9

267,0 300,8

78,55 60,4

93,92 121,2

1,902 7,068

2,843 2,482

3,156 22,74

1,659 6,33

4,033 10,789

6,937 7,756

2,832 2,799 3,827 4,278

0,269 5,970 29,18 1347 9,83 1245 8,00 139 12,10 161 3,65 9,705 0,84 7,715 4,10 33,27 0,502 26,70 0,531 31,70 0,195 29,40 0,329 6,474

3,63 118,5 132,3 129,5 98,1 0,918 1,348 -0,206 0,594 3,249 3,602 3,343

0,210 6,105 3,134

I

»»

■i

формуля, а в /35,50,52,54,59/ рассмотрена метода интерпретации о учётом гидравлических потерь в трубах, экспресс-иотод интерпретации при внсояой интенсивности притока и интерпретация с учётом влияния вэдолепия газа»

В работах /33,65/, основанных на нашем способа определения нефтеводосодерзания по а.с. 907227 /105/, излоненн технология и методоза повышения достоверности и точности определения нофтеводо-содерглния при работе с ИНТ, которые устраняют возможность пропуска продуитивных пластов из-за отбоз, связанных с лодтояом затруб-ной жидкости через рэзвбовнэ соединения п отсутствием возможности (по существующей технологии) точного учёта содержания нефти в её смеси с водой и буровкм раствором. В работа /60/ иыезтся более точные формулы для определения дебита нефти, воды и газа, а такзсэ неф-теводосодеркания и нефтенасыщенности. Основные положения методики бшш проверены при испытании скважин Арлалского НГДУ.

На основании упомянутых вше в данном разделе работ, а также /С,61,63,65/ разработана классификация информативности жшнтаввя пластов 15ПТ /64/. Классификационная таблица содержит такие графн, aas количество КП и КВД» зарегистрированных на забоа, воличеотво . KU, зарегистрированных в трубах, рэгастрациз на поверхности добита подтока затрубной етдкости и отношение объёмов нефти и пластовой воды, определенной с помсдьп центрифуги или АКОВ. В зависимости лт сочетания и наличия этих даяныд, ыоето о различной степеяья точности определить до 12 основных параметров пласта /см.табл.4/» а танке ряд других параметров.

Наиболее надёжные данные получавтся в результата исследований состоящие из двух и более циклов записей КП а КВД, если при этом паептся данные о дебптах подтока затрубной кидности, оттока жидкости в пласт и о пефтеводосодержанни (см. формулу (I.I5) Д05/. Та-вие Есследованля относятся я первому классу, если по ним удайтся

определить все 12 параметров показанных в табл. 4. Если при етои имевтся данные исследования керна по относительном дропицаеаостяа для нефти и вода, а тазав показания иногоцишювнх КВД о понинениз пластового давления от цикла к циклу, то модно определить объём за-легв У^ , абсолэтнув проницаемость пласта !/( . Тав ддя трезциоового испытания

__1 г_Л— + и 1

^=2 к; (Л^Л'р) [ Сг + ^ 1' (1,31)

а при искажении I цикла КВД репрессией давления

Если при условиях, перечисленных зше шезтся одноцикловые camicir КП и КЩ, то объём залехи оценить не удаётся и <гакув информация следует orneara ко второму классу {табл.4), если Ее получены только КП, - и третьему классу, поскольку шогаа параметры будут определены с ЫбньЕей точностна. Четвертый класс характеризуется отсутствием данных о нефтеводосодераанин, поэтому ыозно определить только 10 параметров и нельзя установить шесть, которые зависят от нефтеводо-содергания. Классы У-ХП показаны по мере убывания количества и качества информации.

Повышение точности и информативности определения параметров слаота на основе еобшс ыет-одов интерпретации показано в работах автора Д,31,33,35,39,45,49,51,52,53,54,56,57,58,60,61,62,64, 105/, где освещена многолетняя творческея работа, проведенная автором с учениками и сотрудниками. Эта работа проводилась целеустремленно и последовательно в течение ряда лет и посвящена широкому кругу вопросов параметров пласта применительно к разрабатываемой автором технике и технологии ШГГ, которые отракони в семи инструкциях в

методических руководствах /70,74,75,76,77,79/, а тазгв в других нормативные документах»

Классификация информации при исследовании пластов ШТ

Таблица 4

КласШоличество !К-во 1 Регистрация 1 сы I зарогистрщю ! заре- !на поверхпос-1 ин- Iран.на забое|гиотр.1ти

îffii ™ I Ш «J-u^sï-r

1 ! I ire?1-' _!_I_1_L

1 jrc?T.j^-n/H j

T

ПЯ ,Cti

Возможность отгоеделения^паттататров пласта

I

I i 1 I !

1 >: 2 £2 ¿2 + + + ♦ + + + ♦ + + + +

п I I I + + + + + + т + ♦ + -

ш - I I + + х/ х/ х/ ♦ + X/ X/ X/ + . + • -

и 2 >2 + - ' + + + + + + + - - +

7 ?2 >2 22 - + + + + + + + ♦ + + + + шь

TL I I I + - + + + + + + + + *г - -

та I I I - + ♦ + + + ♦ + + + ♦ + + —

ш - I I + - . X/ X/ X/ + + X/ X/ X/ + — — —

IX - I I - + X/ V X/ + X/ X/ X/ + + + —

X I I - + + + V +/ +/ */ +/ ■»/ V —

II I " I I - - * V +/ +/ +/ +/ « 4Л

хп I £ - V V я/ а/ а/ , / X/ • -

m - I - - - - - х/ х/ - - — X/ mm -

Обозначения: + наличие информации; - отсутствие информация; х/ параметра иногда могут бить приближенно определены; +/ приближенное определение параметров.

Так, например, "формулы УфНИИ", выведенные автором, формулы душ интерпретации иногоцикловых КЕЩ и определения цризабойной закупорка положены в основу утвержденных Миннефтепромом:

- 12.05.76г. Методического руководства БНИИБТ и ННШНПГ "Определение кодйекторских свойств удаленной и призабойной зон пласта в . процессе бурения сквадины" (с.4 формулы (1)-(3); сЛЗ-ф-ла (10));

- 10.08.84г. РД 39-4-1143-84 Методическое руководство ШИИНПГ результатов испытания скважин ШГГ (с.17, ф-лы (1)-(3));

- 30.08.78г.Руководства БНИЖШГ "Техника и методика испытания пластов многоциклового действия" (с.29, ф-лы 21 и 22; с.134 ф-ла Е^).

В результате вышеупомянутых работ автора значительно увеличено количество определяемых по данным КПТ физических параметров пластов (от 5 до 50 при многоцикловых испытаниях) с одновременным повышением точности и достоверности их определения за счёт устранения значительных погрешностей, вызванных подтоком затрубной жидкости, оттоком жидкости в пласт, послеприточным эффектом, заниженным определением нефгесодержакия в добытой жидкости, а таете за счёт определения параметров, которые по данным ИПТ раньше не могли быть получены, например, пьезопроводности ГШ и УЗП, гидропроводностн для нескольких зон, фазовые проницаемости, коэффициенты продуктивности, ожидаемые дебнты нефти и газа, объём залежей, приведенные радиусы скважин и другие.

Раздал 2. МЕЛРШМЕ ПЕРВОЮ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ШАСШСПЫТАТШ КЖ-У<РИИ-Ю4, ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РАБОТ С КИИ В РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ И ДАЛЬНЕЙШИЕ С0ВЕЙПШС1В0ВЩШ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИИ С УЧЁТОМ РАЗВИТИЯ АНАЛОГИЧНЫХ РАЗРАБОТОК В СССР I ЗА РУБЕКОМ

Серийное производство КИИ-УрИИ-104 было нами организовано на октябрьском заводе Нефтеавтоматика. В 1961 году по разработанным под нашим руководством чертежам была выпущена опытная "серия КИИ--УфНЖ-104 в количестве 40 комплектов, а в 1962 году основная серия в количестве 80 комплектов. Устройство, методика и технология работ с КИИ-УфНИИ-104 изложвнн в инструкции где указано, что комплект ХИИ-7ЙНИИ-Ю4 состоит из четырех узлов, спускаемых в скважину на трубах:

- гидромеханического клапана ГМК-УрИЙ-2М длиной -2840 ш, диаметром 104 мм, состоящего из впускного клапана с гидравлическим реле времени по авт.сеид. № II30I6 и механического запорного клапана закрывающегося путём вращения труб;

- испытателя пластов ИПГ-УШИИ-6 (шестая модель испытателя пластов с гидравлическим реле времени по напему авт.свид.й II30I6) длиной 1665 мм, диаметром 104 мм;

- пакеров взаимозаменяемых трёх размеров различных диаметров скважин со сменными резиновыми пакерувщими элементами диаметром 107, 115, 120, 140, 170 км»

- трехседцконного фоьтра целевого типа из 3^/2" бурильных труб с двумя вставленными в него глубинными манометрами типа МГП-ЗМ или МГП-7. Наличие резиновых элементов пакеров указанных размеров позволило производить работу в необсаженннх и обсаженных стволах скважин диаметром от 118 до 190 мм.

Комплект испытательных инструментов, согласно инструкции /7.0/, предназначен:

-32- для вызова притока жидкости (и газа) из испытываемого пласта, вскрытого при бурении скважины;

- для отбора проб пластовых жидкостей и газов;

- для определения пластовых параметров: пластового давления, средней эффективной проницаемости зоны дренирования, коэффициента призабойной закупорки, характеризующей степень закупорки призабой-ной зоны пласта, а такав его потенциальную возможность увеличения продуктивности;

- для испытания цементных мостов и колонн на герметичность; .

- для осное&шя нефтяных и нагнетательных скважин путём очистки призабойных зон осваиваемых пластов при интенсивном притоке с высокой депрессией забойного давления.

Принцип действия КШ-УфНИИ-104 позволяет создать условия двух-цикловых периодов притока и восстановления давления, при которых глубинные манометры, установленные в фильтре, регистрируют короткий период притока, начальную кривую восстановтшя пластового давления, вторую, более продолжительную кривую притока и конечную кривую восстановления давления.'*)

Такая возможность регистрация двухцикловых кривых притока (КП) и кривых восстановления пластового давления (КВД) возможна в связи с тем, что гидравлические реле времени испытателя пластов ИПТ и гидравлического клапана IUK настроены на различное время их открытия, в связи с чем сначала открывается приток в пустую полость 'труб между ИПГ и ГЫК и регистрируется начальная КВД, а затем открывается впускной клапан ГМК и регистрируется вторая КП.

После выдержки на приток производят закрытие запорно-повротно-го клапана ГМК дня регистрации второго цикла КВД, являющегося основный для определения физических параметров пласта (производят закрытие механического задорно-поворотного клапана).

120 комплектов КШ-УРИИ-Ю4, изготовленные октябрьским заводом

Нефтеавтокатика в 1361-52 гг., быта распространены по нефтедобйваз-щим объединениям Пряуралья, Западной Сибири, а также в ряде других нефтепоисковых организациях Миннефтепроыа и Минтеологии СССР.

При этой необходимо отметить, что использование этих пластояс-пнтателей продолжалось до их полного износа, то есть ецё несколько лет (до 1966-68 гг.) после начала внедрения более новых и соверяен-кых пластоисдытателеЗ ХИИ-ГрозУрИЙ, разработанных нами (сотрудниками УйНИИ) совместно с институтом ГрозНИИ. Пластоиспытатели КШ-УфНЖ--104 экспонирбвались на ВДЕЛ в 1961 и 1962 году и в проспекте ВДНХ нага показана схема сборки комплекта и устроЗствэ тлавного его узла испытателя пластов ИЕГ-УфНИИ-6. Также приведена развертка диаграммы давления, тде показано два цикла КП и КВД. .

В процессе внедрения КИИ-УфНИИ-104 по нашему предложении..впервые начали использовать глубинные манометры, переоборудованные для регистрации изменения давления в трубах выие запорного клапана, и по их данным определять изменение дебита вдности во времени, а так-яе средний дебит в период притока. На Всесопзяом совещатщ наст была доложена методика для определения пластового давления, ггдролровод-ности и отношения пьезопроводности к приведенноглу радиусу сква-етш/2/.

В работах / .4 ,5~/ показано применение КИЙ-ТрЩИ-104 в скважинах малого диаметра объединения Башефть, и как на основа этого комплекта пластоиспытательных инструментов и комплекта КИИ-ГрШ-146 был создан размерный ряд КИИ-65-ГрозУфйШ, КИИ-95-ГрозУфЮГИ и КИИ-146--ГрозУРШ (««.Приложения 1.1,-1.2, 1.3, 1.4, 1.5, 1.6).

С лоиощьв КШ-УфНИИ-104 получены первые промышленные притоки нефти из ^урнейских известняков Сергеевской площади, входящей ныне в состав НГДУ Уфанефть.

Нередки были случаи получения притока нефти через пластоиспытатели КИИ в скважинах, где по данным геологических и геофизических исследований наличие её было маловероятным (Кармалинская.Толбазин-

ская, Ыудлинская, Кандринская и другие площади объединения Башефть). Успешно применялся КШ-У^ШИ-104 в сквиашах Волгоградской, Саратовской, Тюменской и других областях.

Интересной работой в начале внедрения КИИ-УфНИИ-104 была определение объёма извлеченного из пласта фильтрата при помощи испытателя пластов /3/, которая доказала, что под влиянием мгновенно создаваемой шшс го испытателем депрессии пластовая жидкость, особенно нефть н газ, прорывают фронт фильтрата, образовавшийся в процессе бурения и проявляют себя весьма активно, даже в тех случаях,когда пласты содержат остаточную непромышленную нефть, так как расширение пузырьков газа в нефти служит дополнительной силой выталкивающей нефть в сквааину.

В работе 'б / совместно с нашим аспирантом (ныне к.т.н.) М.М.Нагумановым произведена интерпретация тринадцати КВД при испытании КИИ-УфНИИ-104 одного и того же интервала (952-966 м) в сква-гине й 1000 Болтачевской площади.

В результате этой работы показано, что отклонение определяемой по КЕД величины пластового давления составило - 3,31$, коэффициента проницаемости - 13,3% и коэффициента продуктивности - 15,9$. Также показано, что средние проницаемости определенные по КДД и по 30 образцам керна, отобранных в этом интервале, близки (1,071.10"® и 1,62.Ю"3 мкм2).

Эти да ннке весьма достоверны и имеют сравнительно небольшие погрешности, несмотря на низкую точность глубинных манометров ЫГП-З и МГП-7 (0,5 * Г.ОЭД- Погрешности, несомненно, будут меньше при применении прецезионных манометров с более, высоким классом точности. Нами впервые была налажена работа по применению более точных методик обработки КП и КЕД с учётом изменения дебита в процессе притока, для чего была проведена большая работа по совершенствованию глубинных манометров типа ИГЛ дм применения '*х с пластоиспытателями,

что описано в настенном техническом листке ив докладах на Всесоюзном семинаре на ЩТУ СССР Д2/. В этих работах показаны: устройство для предохранения манометрической камеры от загрязнения буррвым раствором, усовершенствование регистрирующей части манометра, устройства для запуска часовых механизмов при работе в глубоких скважинах 434-1 и технология его работы, устройство для подвески манометров в любом месте труб любых типоразмеров. Показано, как в глубоких скважинах получены с помощью этих устройств качественные записи давлений и произведена их математическая обработка.

Работа /13/ описывает пути развития гидродинамических доследований с испытателями пластов, охватывающих:

- совершенствование конструкции пластоиспытателвй и технологии работы с ними;

- создание и совершенствование специальных глубинных манометров, термографов, дебитомеров, пробоотборников;

- совершенствование теории и методики определения параметров пласта.

Там же поставлен вопрос о том, какой критерий минимальной гид-ропроводности и продуктивности по данным пластоиспытателями следует

^ С ^ - Л/ ЛУМг-аи

выбрать; даны обоснования для точного выбора: с = -О^ /р = ^/Д Р — 0}£ И Г! а) при наличии скин-эффекта $ =~2-г 2

Если скин-эффект будет иметь очень большую величину, то это будет искажать £ и . В этом случае необходимо принять меры по снижению £ до указанных пределов и определить /7? и . Вопросам снижения скин-эффекта (и призабойной закупорки) с целью увеличения продуктивности нефтяных скважин и приемистости нагнетательных скважин посвящены работы /8, 62 /, которые начаты были с КИИ-УфНШ-104 и затем продолжены с КШ-ГрозУфНИИ.

Сущность этих работ заключалась в том, что при работе с КИИ создается высокая депрессия на пласт в ..роцессе притока, которая

явташяфаднрует притон s создаег услордя для вшивания ез npssadof-ной зоны пласта (П2И) завупориваэдего его лоры твердого осадка, смолистые вещества, шудьсин, а тавке частично размивазт ПЗП, по-вкзая еЗ проницаемость.

Д!я этой цели производили несколько рейсов КИИ, причём отобранная в пустул полость труб пластовая гшдаость с осадком вагдый раз обязательно извлекалась на поверхность, и при атш от рейса в рейсу увеличивалась степень очистки ШП и её проницаемость. Посла 2-3 рейсов КИИ приемистость нагнетательной сяважинн нередко удавалось повысить от нудя до 400-600 иа/сут. /20/.

В работе Д4/ показано, что после ремонта сяваашм 5 151 НГДГ Бузулукнефть ее продуктивный пласт - Гурнейский ярус залегазций в интерзапэ 2274-2294 ы, долго не могли освоить ЭДН (происходи срыв додачи насоса) б результате сильного загрязнения ПЗП в только после применения высокой депресоии при padoie о КИИ-УрШ-104 eä дебнт увеличился: выпе первоначального н достиг 122 uP/cjt,

Аналогично бьиа освоена саважина I 547 треста Тшеннефтегаз-разведка б I9S5 году, где прж освоении сввагинн с поиощъз воилрее-оора притока не получили, а при создании КИЙ-УрШ-104 депрессии в 19,0 МПа пз интервала 2232-2241 получен проыыЕшкннй приток нефти. Учипшая этот опыт, в 1966 году скв. & 648 ysa осзошш только плао-тотшштателем и получили притон в 60 laVcys. Депрессия в начале притока бета 30,3 1Ша.

В трудах УфШЦ (выпуск 26 ss 1970 год) опубликовала серия статей автора /38,29,30,31,32,33,36/ совместно с К.Т.Хшзинш, В.А.Колояо,гьцэзш, U.U. Нагуиановш п другими сотрудниками руково-даыого ш отдела испытания пластов (7 статей), в которых подводится Цьдегалй птог разработки внедрения техники ж методики исследования еявахвв в участиш автора, причём в »то время, примерно половина радо« исследования скваянн относится в КШ-Удаи-104,

а половина - к КШ-ГрозУфШ. В этих статьях автор освещает:

- анализ способов испытания пластов в скваяннах эксплуатационного и разведочного бурения Маннефтепрома с показом объёмов внедрения КИИ в Миннефтепроме в 1955-66 гг. и в областях Цриуралья (Башкирия, Татария, Куйбышевская, Пермская, Оренбургская и Тюменская области), которые бшш закреплены за руководимым автором отделом испытания УрйИ, причём более половины объёма работ Мтшеф-тепрома с КИИ (с ИПТ) приходится на области Дрпуралья, причём по сравнении с другими способами испытания и опробования работы х КИИ дают значительный многомиллионный эффект за счёт ускорения ж удешевления исследования скважин, что отмечено в приказах до Млннеф-тепроыу и в работах /28,32.';

- совершенствование конструкции глубинных приборов для работы с КИИ (ИПТ) /29/;

- создание технологии определения параметров пластов в процессе бурения при помощи КШ и его новых узлов /50/; .в этой работе описаны основные приёмы и приспособления обеспечивающие получение качественных диаграмм записей глубинных манометров при работе с КИИ-УРИИ-Ю4, КИИ-ГрозУрИИ и метод& интерпретации с применением ' формул Д.Р.Хорнера, ЭЛЗ.Яекаляка л П.С.Лашпина (7ЁНИИ); по этой Технологии был испытан ряд скважин в Башкирии и других областях и. показана хорошая сходимость параме ров, определенным по двум последним формулам, технология одобрена Минеефтепромом и рекомендовала к широкому внедрению в нефтяных районах СССР; для осуществления Этого, по предложению автора Миннефтепромом в 19§9 году был издан приказ о создании 'специальных партий испытания пласта пластоиспы-тателями при геофизических конторах, экспедициях и трестах;

- выбор депрессии и определение коэффициента продуктивности При работе пластоиспытателя /зг/;

- применение пластоиспытателей совместно с поверхностно-ак-тивнши веществами для повышения приемистости нагнетальных скважин

^^'- пути повышения эффективности испытания и освоения скважин, включающие: новую систему планирования бурения разведочных скважин, где испытание объекта приравнивается к определенному количеству метров проходки; создание специализированных служб для испытания, опробования скважин и теофизических исследований перспективных горизонтов; совершенствование технологии, техники испытания и освоения скважин ИПТ

- влияние подтока затрубной жидкости постоянного по величине на точность определения параметров пластов по данный ИПТ и как исправить погрешности в определении параметров при известном дебите подтека /33/. Позднее в работе /39/ были сопоставлены ошибки в определении параметров пласта при постоянных и переменных дебитах подтока, в результате чего было показано, что ошибки при переменных дебитах значительно больше, чем при постоянных, причём, если пластовое давление при постоянных подтока получается завышенный, то при переменных - заниженным.

В работе А®/, доложенной автором в 1965 году на Всесоюзном семинаре испытания разведочных скваккн в г.Актюбинске, приведена наша методика расчёта параметров пласта по данным КШ-УфНШ-104 и другим ШТ. В то время по этой методике была показана возможность определения 15 параметров с различной степенью точности. В качестве примера использования этой методики показано поинтервальное испытание КИИ-УфНИИ-104 в одной из скважин Столяровской рифовой зоны ЕАССР. Всего в этой скважине в интервале глубин 1180-1600 м бшю испытано 1Ь интервалов путём 29 спуской ИПТ, в результате чего были определены параметры этих интервалов и определены границы разделов нефтеносных, водоносных пластов и непроницаемой границы

ояисяенной нефти в месте водонефтяного контакта о яодопвенноЗ водой.

• В работах /21,19/, посвященных роет пластоиспытатедей ШГГ(КИИ) в решении геолого-промнсловых задач, показано, что по ^ятшим работы ШТ (КШ-УфШШ-104 и КШ-ГрозУфНШ) репаятся следувще задачи подсчета запасов:

- является ли пласт коллектором содержащим нефть, газ и воду с определением площади залеаи а её толщины; .

- по коэффициентам гидролроводности и проницаемости производятся расчёты коэффициента вытеснения;

- полученные материалы совместно с данными кзрна и прсмысло-во-геофизических исследований могут быть использованы для решения вопроса определения нижнего предала пористости;

- по отобранным пробам флюида производят шс физико-химический анализ в частности, по анализам проб нефти определят удельный вес и пересчётный объёмный коэффициент;

' о

- по данным диаграмм давления, наряду с другими параметрами пластов, могно определить коэффициент продуктивности/близкий з •условиям эксплуатации через 10 суток, как это требует ГКЗ (см. формулы (1.27М1.30);

Для категории С^ данные ИНГ могут иметь не только вспомога- . тельное, но и основное значение, когда определявг запасы на структурах единой тектонической зоны с близким геологическим строением продуктивных пластов; для категории Сд достаточно получить на структуре хотя бы в одной скважине нефти или газа с помощьи ШТ. Эти положения подтверждаются многими данными месторождений Башкирии.

Внедрение ИПТ в Министерстве геологии било начато в 1962 году, когда с согласия автора представители твменской геологии А.И.Козубовскому бал передан о ДЦНХ первый выставочный комплект

КИй-УгЗШ-104, которым бш2 успешно исследованы многие сквазины. С лоиоцьа ШГ были получены первые прсшмяеннне притоки на Советской месторождении в Тюленевой области.

В докладе автора на выездной сессии НТС в г.Таменн Дб/ показано, что по данным ИНТ иогут быть определены 16 физических параметров пласта, которые могут быть использованы для подсчёта запасов, проектирования и контроля за разработкой нефтяных месторождений, а также освещена наша техпомощь, оказанная тресту Тшеннефте-газ при исследовании скважин ИПТ, и дальнейшие перспективы применения ШГГ по освоение скважин в Тюменской области.

Раздел 3. РАЗРАБОТКА, СОВЕНШСТВОВАШЕ И ВНЕДРЕНИЕ НОЩАЛЬНОГО РАШЕРНОГО РЯДА КОМПЛЕКТОВ ИСПЫТАТЕЛЬНЫХ ИНСТРУМЕНТОВ Ш-ГрозУ$НЩ, ТЕХНОЛОГИИ ЕГО ПРИМЕНЕНИЯ И МЕТОДИКИ ■ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТОВ _

Известна конструкция отдельных узлов ИПТ, разработанных К.И.Лошкаревнм, П.С.Варламовы!«, М.П.Снеяко, А.Н.Замараевым, P.C. ЛАТНЛОВЬЙ, ФЛ.Каыаловкм и др., однако основные приоритетные направления по создании четырех поколений ИПТ, описанных ниже, для реализации вышеупомянутых теории и методов, были разработаны автором и его учениками К.Г.Хамзиным, М.М.Нагумановкм, А.Ф.Беленьковым и др., что закреплено в 34 авторских свидетельствах и других работах.

В работах / '■(5/ показало применение КИИ-У$НИИ-Ю4 в скважинах малого диаметра объединения Башнефть, и как на основе этого комплекта пластоиспытательных инструментов и комплекта КШ-УШШ--146 был создан размерный ряд КЖ-65-ГрозУфНШ, КИИ-?5-ГрозУрИИ, КИИ-146-ГрозУрИИ.

После успешного внедрения пласгоиспнтателей КИй-УйШИ-104 в • серийное производство и в практику испытания скважин, Госкомитет нефтяного и химического машиностроения поручил институтам УсЕНИИ и ГрозНЙИ разработать нормальный размерный ряд пластоиспытателей.взяв за основу конструкции КИИ-УфНЙИ-104 состоящего из двух сборок испытателей пластов с гидравлическим реле времени, пакера, фильтра и запорно-поворотного клапана.

В результате совместной работы института ГрозНИИ и руководимого автором отдела УфЗИИ в 1963 г. разработан КИИ-146-ГрозУсИИЙ для скважин диаметром 190-295 мм, который выпускается Бакинским заводом имени Володарского с 1964 года, а в 1964 году демонстрировался на ВДНХ / 71 В 1965 году бшш разработаны КИИ-95-ГрозУфНИИ для скваяин диаметром II8-I6I мм и Ш'-бб-ГрозУфНИИ для скватан

диаметром 75-100 мм, которые выпускались Сарапульским заводом им. Дзержинского.

Все три типоразмера КИИ-ГрозУфНЙЙ имели тах se, как КИЙ-УдаИ--104, по два испытателя пластов с различной настройкой гидравлического реле времени, пакеры, фильтры, запоряо-поворотный клапан. Кроме того, в комплекты были включены циркуляционные клапаны Левицкого и яссы, разработанные ГрозНШ, а также разработанные У<рИИ: приспособление для тарировки реле времени, переводники для приборов и установка для опрессовкн узлов КИИ.

С учётом включения зтих узлов была нами разработана технология испытания скважин-и методика интерпретации результатов,/73 /. Для математической обработки начальной КЕЩ, получаемой в период мекду открытием испытателей пластов КПГ-1 сборки и ИПГ-П сборки, из формулы Хорнера получена формула для определения гидропроводяости ДЗП ( in ) ж пластового давления

^ Р 9'

В этой формуле дэбит определяют по начальному участку КП

второго цикла, а V - по объёму полости труб, заключенных между ИПГ-1 и П сборок.

На основании материалов нашей брошюры /73/ и наших авт.свндх. Jk» II30I6, 137862 были разработаны нами временные инструкции и правила ведения работ /74,76,77 ,79 / для КШ-ГрозУфНИИ диаметром -146, 95 и 65 мм, где технологи испытания пластов разработана более детально, применительно к соответствующим размерам КИИ.

В работе /15/, доложенной в 1964 г. на Всесоюзном семинаре-конференции в Баку, показано 15 параметров, которые в то время можно было определять по данным КИИ-ГрозУфНИИ гпи исследовании нефтяных

и газовых скважин. При этом были предложены новые формулы для определения :

призабойной закупорки дал нефтяных и газовых скважин

ПзН ?») ^//>* Вн

(3.2)

(3.3)

- скин-эффекта для газовых скважин (приближенное значение)

- приближенной зависимости меаду скин-эффектом и дризабойной закупоркой - :

- величины депрессии, затрачиваемой на преодоление скин-эффекта для нефтяных и газовых пластов

В работе /и/ показано внедрение пластоиспытателей ШГГ в районах Приуралья (Башкирия, Татария, Пермская, Оренбургская, Куйбышевская области и Западная Сибирь), которые были закреплены за отделом испытания УфНИИ (руководимого автором) с целью оказания научно|-ме-тодической помощи по внедрении.

За 1965 год в этих районах было испытано 292 объекта, причём наибольшее количество объектов было испытано в Башкирии и Куйбышевской области (145 и 76 соответственно). В последующие годы внедрение

(3.5)

(3.6)

(3.7)

ИПТ при нашей содействии в Приуралье интенсивно увеличивается и в 1967 году было испытано уже 529 объектов; в 1970 году - 1312 объектов, что составило 42$ по Миннефтепрому, где было испытано 3125 объектов /7Е.27/. В 1972 году в Приуралье ИПТ исследовано 1457 объектов, причём более половины объектов баю испытано ИПТ типа КИИ--ГрозУфНйИ, поскольку юс стало значительно больше, чем КИИ-УфНИИ--104 /I /.

В настоящее время КШ-ГрозУ#Ш ежегодно на бывшей территории

СССР исследуют уже более 6000 объектов, причём около 4,5-5 тысяч

U- б.

приходится на'Миннефтепром, а 1,5-2 тысячи - на'Министерство геологии СССР.

В работах /1,34 / показано, что до 1970 года было открыто 211 залежи нефти и газа в Шшнефтепроме и Мингеологии СССР, где первые притоки были получены с помощью ИПТ из тех отложений, в которых их наличие считалось маловероятным или эти отложения считались непродуктивными. При этом было открыто 9 крупных залежей, 16 средней величины и 186 мелких залежей на глубинах от 500 до 5000 м с толщиной продуктивного пласта от 5 до 100 м.

Большинство залежей приурочены к карбонатным коллекторам,где данные геофизических исследований являются ненадежными. По данным этих работ была определена вероятность открытия залежей ИПТ, составляющая 1,1%, т.е. на каздыя 1000 рейсов ШТ в поисково-разведочные скважины открывают 17 залежей нефти и газа в малоперспективнкх отложениях, где по данным геофизических исследований были получены отрицательные результаты. В этих работах кроме серийных ШТ принимали участие опытные образцы КШ-146-УфНИИ с использованием испытателя пластов и запорного клапана, изготовленного по нашим авт. свид. JW6 H30I6, 137862 и 120805/80,81,^¿^последствии запорный клапан ударного действия/б/ был нами усовершенствован Д04,Пб, IIS / и успешно внедрен в Октябрьской конторе Башкирского геофизи-

ческого треста с большим экономически,! эффектом (см.Приложения 5.4 и 5.5). Разработаны также более современные варианты запорного клапана многоциклового действия /99./ и клапаны, оснащенные дистанционными датчиками /118,125/.

В связи с тем, что пакер является одним из важнейших узлов пластсиспытательных инструментов, от которого в 50$ случаев зависит успешность работы исследования скважин ИПТ, нами в течение ряда лет:

- уделялось большое внимание классификации пакеров /№/, исследовании работоспособности их резиновые уплотнителей /37/ в различных условиях деформации при сжатии резины, и выведены формулы для определения стрелы прогиба, величины осевого усилия, касательных напряжений, величины потенциальной энергии деформации. На основании этой работы и дальнейших теоретических и аналитических исследований бшш исследованы герметизирующие способности пакеров сжатия и выведена формула (2.1) для определения оптимальной нагрузки на пакер

в-м

в зависимости от перепада давления Р , площади деформированного пакеругащего- элемента , прочности и твердости резины ,

геометрических размеров скваанны и пакера ( £ , , )• В работе ДО/ теоретически определены размеры уплопштелъных элементов пакеров сжатия с учётом диаметра скважины и интенсивности притока пластового флюида, а также прочности металла штока пакора. Также с нашим аспирантом А.Ф.Беленьковым (ныне я. г. в.) были исследованы допросы применения надувных пакеров гидравлического действия ¡22.,ЛЪ.:, и надувных пакеров с металлическим уплотнителем применяемым для установки в обсадной колонне труб.

Дальнейшим совершенствованием технологии, техники методики

КИИ-ГрозУрш является:

- изобретение и разработка конструкции многокамерного пробоотборника для испытания пластов поа.с. 1023075 Лов/, позволявшего отбирать 3-4 пробы в любой момент периода притока, во время перерыва процесса- испытания, для борьбы с прихватом инструмента /^от/;

- изобретение л разработка высокоточных дифференциальных глубинных манометров Сдан ИПТ) с. вращающимся поршнем - по авт.свид.

Л 457788 и й 709906 /£6,1024 которые позволяют повысить точность регистрации кривых восстановления давления;

- способ исследования призабойной зоны пласта с помощью пласто-испытателя по авт.свид. & 825888 ДОЗ/, позволяющий уточнить интервал залегания, проявляющегося при испытании пласта путём установки термографов и изменения направления притока через фильтр-хвостовик

в процессе испытания; • .

- упрощение методики'определения параметров пласта для газовых пластов / 55^ и выведена формула определения дебита газа;

- способ определения нефтеводосодержання пластовой жидкости по авт.свид. * 907227 /10V, а также руководство по технологии и . методике определения нефтегазосодержания продукции исследуемых пластов-объектов ж их промышленной продуктивности , позволяющих повысить точность определения параметров пласта с учётом дебитов' подтока°пластовых жидкостей и одыта наших работ на скважинах /бо /;

- составлен перечень типовых карт давления, полученных при работе с испытателями пластов КИЙ-ГрозУфНИИ и формул для определения параметров пласта /7V; ' •

- предложен метод определения параметров пласта по данным ИПТ с учётом гидравлических сопротивлений в трубах, что уточняет расчёты /35/;

- экспресс-метод интерпретации результатов испытания пластов

при интенсивных дрятоках /59 / и предложены расчётные формулы для -Утверждено минисгорсвом геожогии РО?СР в 1984 г.

математической обработки кривых притока, форма которых похожа на КЦД; "

- произведены улучшения технологии и качества интерпретации диаграмм давления пластоиспнтателей с учетом влияния выделения газа в процессе притока / 49,50,52,54,56, 93 / и предложены формулы для определения пьезоггроводности и других параметров ПЗП и УЗД при давлениях выше и ниже давления насыщения;

- предложен метод определения параметров пласта по данным ИПТ с учётом послеприточного эффекта /48,49,3:/;

- исследован характер деформации пакерной резины КИИ /^1/;

- разработана конструкция компактной устьевой головки /^2/; для работы с ИПТ;

- исследованы волросй создания и применения пластоиспытателей и глубинных манометров в скважинах глубиной до 7000 метров /18/.

В приложениях 1.1-1.6 приведены кошта документов по внедрении первого поколения ИПТ, включавшего комплекты КИИ-УЖИИ-104 и КИИ--ГрозУфНЖ.

Раздел 4. УСОВЕШШСЖ)ЗАНИЕ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИИ РАБОТ НА ОСНОВЕ АВТОМАТИЗАЦИИ ТРУДОЁМКИХ ПРОЦЕССОВ (РАЗРАБОТКА Н,Ш и'1У ПОКОЛЕНИЙ ИПТ)

В настоящее время применяются серийные пластоисдытатели спускаете на трубах (ИПТ):

- комплекты двухцикловых испытательных инструментов первого поколения КИИ-146, КИИ-95, КИИ-65 разработанных институтами УфНИИ

и ГрозНИИ, прототипом которых был комплект КЙИ-УфЗИИ-104, в которых применяется испытатель пластов ШГ;.

- комплекты ывогоцикловых ШТ'второго поколения типа МИК-95 конструкции ЕНИИНПР с испытателем пластов ИЩ-95 /Ш!

- комплекты многоцикловых ЩТ второго поколения типа МИГ-127 и ШГ-146 конструкции СевКавНйШ'нефть;

- комплекты оборудования второго поколения для испытания обсаженных сква ш К0ИС-П6Д, обеспечивающих дистанционный контроль забойных параметров, конструкции ВНШГИК;

- комплекты К0ИС-116Д (северный вариант конструкции ВНШГИК);

- пакеры с расширяющимися металлическими опорами конструкции " М.М.Нагуманова (ВНШГИС) для испытателей пластов;

- известны ИПТ американских фирм'Джонстона, Халибуртона, Лайнз

и др.

Большое развитие техника :л технология испытания пластов в открытом стволе скважины получили в США, где наиболее интересными являются согласно обзора А.М.Ясалшна, способ и устройство для опробования пластов без подъёмч бурильного инструмента на поверхность. Для этого над долотом устанавливал! пакер, а после вскрытия пласта роторным способом в трубы сбрасывают пробоотборник, при помощи которого перекрывают центральное отверстие в пакере.

За счёт создания буровыми насосами избыточного давления происходит деформация пакера и герметичная пакеровка ствола скважины.

Отбор пробы пластовых жидкостей л газов происходит в ёмкость пробоотборника. После заполнения пробоотборняка его извлекают на поверхность при помотд овершога , который спускают на металлическом тросе. Однако опробование по этой технологии пока ещё не обеспечивает достаточной информации об исследуемых пластах.

Большое развитие в США и в напой стране получило развитие опробования пластов при помощи приборов, спускаемых в скваяину на ка-ротакном кабеле (фирмы Шлшберже, институты НШИГКК и ВНКИГИС), однако результаты исследований ими являатся менее информативными по сравнению с данными, которые могут быть получены при помощи ШТ.

Вторым поколением ЩТ являются полуавтоматические многоцикловые испытатели пластов ИПЦ по нашим авт.свид. Л№ 293468 и 11384 В 8 /107, III /> позволяющие путём вертикальных перемещений открывать и 'закрывать впускной клапан испытателя пластов ШЩ без открытия его уравнительного клапана, что даёт возможность построения нескольких циклов КС и КВД, которые впервые были получены наци на скважинах Башкирии.

Для этого случая была выведена формула математической обработки последующих многоцикловых КВД с учётом предыдущих циклов/15 /.

На базе КЩ был разработан многоцикловый испытательный комплект МИК-95, который в 1981 году выпускается серийно на Сарапульс-ком машиностроительном заводе им.Дзерзшнского и внедряется в различных областях СССР. Многоцикловое создание депрессии ИПЦ (в составе МИК-95) создает условие для интенсивной очистки ПЗП с повышением её гидропроводаости, а также гидропроводяости пласта, что было выявлено при исследованиях ряда скважин, причём, если для гранулярных коллекторов на I Ща депрессии приходится в среднем от 5 до 10$ повышения гидропроводности, то для карбонатных коллекторов от 20 до 50$, т.е. в 5 раз больше. В работах / л показаны результату испытания МИК-95, описана технология его работы. В приложениях

1.6,(2.2, 2.3, 2.4 показано внедрение ШТ второго поколения. ; Третьим поколением испытателей пластов являв гея автоматические испытатели пластов по нашил авт.свид. Ж 203591 /86/, 454336 /9%, 581248 /98,', на которые мы получили зарубежные патенты из США Д) ./, Англии /евЛ Канада 01 / ж объединенной Арабской Республики /83/.

Использование этих изобретений нашло отражение в создании автоматических многоцикловых испытателей пластов ИПА-95 и ИПАГ-127, которые прошли приёмочные ведомственные испытания и рекомендованы к серийному производству (см. Приложения 3.1-3.5).

Новым направлением в развитии испытателей .третьего поколения является создание ШТ на основе замены гидравлического реле времени на механическое по нашему а.с. № 927989 /Юе/, поскольку с таким реле ШГ смогут безотказно работать в глубоких высокотемпературных скважинах. По этому довому ШТ получено а.с. & 1574806^22/ и разработаны чертежи для изготовления опытного образца ШМ-127".

Параллельно с этими конструкциями нами разрабатывались технология и техника пластоиспытателей четвертого поколения позволявших испытывать пласты без подъёма долота и колонны бурильных труб,наз- . ванные наш "системами автоматизированными исследования скважин при бурении - САИБ". Это был длительный, кропотливый, многолетний труд, в процессе которого было сделано много изобретений, постепенно приближающих нас к наиболее оптимальному варианту /97,113,92, 25,93,87,72,83,84,94,110,112,114,117 ,-100,109,119/.

В настоящее время изготовлена и успешно испытана вторая модель системы САИБ-2, а также имеется техническая документация для САИБ-8 на основе /117/ (восьмая модель системы).

Пластоиспытагель по заявке № 4896758/03,/130/ содержащий да-кер, пробоотборник, имевший радиальные каналы и седло, причём согласно изобретения с цельв повышения надёжности работы за счёт снижения опасности нефти и га. з при аномально высоких пластовых дав-

леняях он снабжен откачивавшим узлом, установлении.! между пакером и бурильными трубами, гидротормозным узлом с автономными глубинными приборами размещенными под этим узлом. Это пластоиспытатель позволит испытывать пласты с АВЦД о высокой оперативностью и надвж-стыз без подъёма бурильных труб и долота. Он получил название САИБ-8А,

Гидравлический пакер по заявке Я 4836955/03, А29-/. содержащий полый'корпус с каналами и разделительным поршнем, эластичным элементом с наконечниками, клапанами, причём согласно изобретения он снабжен полой клапанной коробкой с радиальными каналами, которая жестко связана с корпусом и нижним наконечником, а' выпускные клапаны выполнены в виде подпружиненных поршней. Этот пакер имеет высокопрочные эластичные армированные прочными волокнами элементы длиной до 2 метров и более, что позволяет надёжно изолировать испытываемый пласт при переладах давления до 40 МПа. Это позволяет применять их при испытании пластов без подъёма долота и бурильных груб совместно с САИБ-8 и САИБ-8А.

Упрощенный вариантом САИБ является устройство для испытания пластов по заявке № 4934256/03 /127/. Оно содержит верхний и нижний переводник, откачивающее устройство, гидравлическое реле времени, связанное с шариковым замком, золотниковым клапаном и пробоотборной камерой спускаемой с глубинными дистанционными приборами. Устройство УШ-З позволяет испытывать пласты в процессе бурения без подъёма бурильных труб и долота, если ниже него в составе колонны бурильных труб установить гидравлический пакер от САИБ-8.

УИП-З может использоваться совместно с аппаратурой комплексного контроля испытания скважин типа АККИС конструкции СКТБ Тюмень-промгеофизика , а также с аналогичной аппаратурой типа КСА--Т7 120/40 СКТБ Геотрон.

Преимущества системы САИБ заключаются в следующем:. - максимальное приближение времени исследования пласта ко вре-

мени его вскрытия бурением (до 6 часов), за счет чего повышается количество и качество информации о свежевскрытом пласте, насыпающих его жидкостях и газах;

- максимальное сокращение срока получения* информации, о продуктивных характеристиках пласта, которые определяют во время его ис-

с- !

следования с помощью дистанционных приборов и ЭВМ;

- увеличение оперативности и производительности исследования скважины при . её бурении, за счёт чего уменьшается возможность пропуска продуктивного горизонта;

- максимально сокращаются сну око-подъёмные операции с'бурильными трубами для целей исследования скважин;

- максимально увеличивается экономическая эффективность исследования каздого объекта испытания, "даже по. сравнению с ИНГ, и при широком внедрении систем САИБ экономический эффект будет не менее 35 млн.рублей я масштабе цен до 1990 года.

Исследование скважин трубными испытателями пластов (ШТ) по существующей технологии является малоэффективным, ввиду низкой достоверности результатов, малого качества определяемых параметров (4-5), высокой опасности прихвата инструмента в открытом стволе скважины, большого процента (более 50$)" недовосстановленных кривых восстановления давления (КВД) из-за наличия послеприточного эффекта, а также Невозможности оценить качество, вскрытия испытываемых пластов применяемым буровым раствором.

По этой причине данные ИПТ не могут быть использованы с достаточной эффективностью для подсчёта запасов залежей нефти, газа- и проектирования их разработки.

В связи с этим нами в ЗапСибБурНИПИ разработана новая технология работ с ШТ повышающая оценку качества вскрытия, испытания пласта и безопасность этих работ в открытом стволе скважины в процессе бурения /66 /. При этом производится оценка степени кольматации при

вскрытии пластов, степени их декольиатации при испытании ШТ / б? , /1 и така9 гашение послеприточного эффекта с цельв повышения качества КВД и увеличения в 5 раз количества определяемых параметров пласта для целей подсчёта запасов залежей нефти и газа и проектирования их разработки /124 /'• Указанные 25 параметров определяют по методике ЗапСибБурНИГШ (Лапшина П.С.), по которой составлена программа для ПЭЕМ.

Предлагаемая технология предусмотрена для получения диаграммы двухцгклового испытания пласта при интервале испытания не более 16 метров, показанной на рис.1, где: I - спуск ИПТ на трубах, 2 - задержка открытия впускного клапана на 15-20 глинут после посадки па-кера, 3 - первый цикл притока, в течение 30 глинут, 4 - приподнимание И1Т с пак ером на 2-3 минуты с расхаяиваниегл, 5 - начальный участок первого цикла КВД с оттоком жидкости в пласт и гашением послеприточного эффекта, в течение 10-15 минут, 6 - конечный участок КВД в течение 15-20 минут без послеприточного эффекта, 7 - приподнимание и ИПТ с пакером с расхаяиванием на 2-3 минуты, 8 - второй цикл притока в течение 30 минут, 9 - приподнимание ИПТ на 2-3 минуты с расхатаванием, 10 - начальный участок П цикла КВД с гашением послеприточного эффекта за счет оттока пидкости в пласт, в течение 10-15 минут, II - конечный участок КВД П цикла без послеприточного эффекта в течение 15-20 минут, 12 - подъём ИПТ из скважины.

Описанный выше режим притока следует выполнять при средней

интенсивности притока от 10 до 100 м3/сут., а при более высоких

интенсивностях притока, время притока следует сокращать до 20 или

2

даяе до 15 минут, с таким расчётом, чтобы за каждый^-хщкл притока его объём но превышал 2 м3, а за 2®цикл -4м3. При интенсивности притока от 3 до 10 н^/сут. время притока и КВД следует увеличивать в 2 раза, а приподнимание инструмента с ИПТ с его расхаяиванием для разрушения лрихватообразования следует производить через каж-

дые 30 минут периода притока. Это позволит безаварийно произвести качественное двухцикловое испытание пласта ШГГ и определить до 25 параметров пласта. Экономический эффект этой технологии заключается в том, что при определении этих параметров при исследовании пласта после спуска обсадной колонны её цементировки и перфорации потребуется затратить дополнительно 12-15 суток и на эти работы потребуется не менее 800 тыс.рублей, которые по предлагаемой технологии будет сэкономлено при испытании каждого перспективного пласта -объекта.

Задержка в открытии клапана после посадки пакера легко осуществляется с помощью испытателя ЗПКМ, входящего в комплект испытательных инструментов "Уралец" института ШИИНПГ, а при применении испытателей пластов с гидравлическим реле времени типа ШГГ следует уменьшить сечение винтовой капиллярной канавки реле путём укладки в неё медной проволоки, а также уменьшением нагрузки на пакер и испытатель пластов. Подробности технологии изложены в специальной инструкции.

Определение 25 параметров пласта по методике ЗапСибБурНШИ производится на договорной основе или путём продажи дискеты ПЭй(

Изобретенные нами новые способы испытания пластов могут являться основой для дальнейшего развития техники и технологии, причём некоторые из них уже реализованы в виде новых технологических приёмов или технических средств, указанных выше. Ниже приводится краткое описание изобретенных наш 12 способов и перспектив их применения.

I) Способ исследования призабойной зоны пласта с помощью пла-стоиспытателей по а.с. £ 825888 /юУ заключается в одновременной регистрации температур в нескольких точках ПЗН при отборе жидкости из пласта, причём с целью уточнения эффективных толщин отдельных пропластков я их расположения в разрезе, периодически изменяют

направление потока жидкости; в ПЗЗ. Этот способ позволит разработать - новую более совершенную технику и технологию исследования скважин и пластов.

2) Способ определения нефтеводосодержания пластовой жидкости в процессе испытания пласта НПТ по а.с. 907227 AOS/, включающий вызов притока пластовой жидкости, отбор проб жидкости, измерение её объёма и плотности, причём с цель» повышения точности определения нефтеводосодержания пластовой жидкости, определявт дебит подтока жидкости в трубы через их негермегичные соединения и средневзвешенную по столбу жидкости плотность водонефтяной смеси после её дегазации, а содержание нефти и пластовой воды в добытой пластоисшта-телем жидкости с учётом подтока вычисляют по формулам:

Разделение фаз производят также центрифугированием или аппаратом

нефти, воды и их смеси средневзвешенной по столбу жидкости. По этому способу /105/ исследовано ряд скважин в Башкирии и других -нефтяных районах /БО. /, где нефть добывают в смеси с водой. Этот способ позволяет более точно оценивать эффективность работы скважин и пластов.

3) Способ гидродинамических исследований в процессе бурения скважины по а.с. II99924 /111/ включает изоляцию пласта пакеровкой, создание депрессии на пласт, определение параметров пласта по данным измерений глубинными приборами, причём с целью повышения точности определения параметров пласта депрессию осуществлявт в процессе пакеровки, а скорость депрессии изменяют дискретно с остановками для проведения измерений глубинными приборами. Этот способ позволяет разработать новые конструкции пластоиспытателей лроизводя-

г К _ ^ о

V¿ Ям ~~Jh

(4.1)

Ч+К л-Я

АКОВ, где \/н W Vg - объёмы нефти и воды; fy )~ плотности

шд'е испытание на приток и восстановление давления свежевскрытото пласт^без подъёма долота и бурильных труб на поверхность.

4) Способ испытания пластов по а.с. 1395822/П5/ включает спуск в скважину ШГГ с у низ о;,'сальным клапаном, причём освобождение труб от лшдкости перед испытанием очередного пласта осуществляют закачкой в колонну бурильных труб под давлением газа, продавливани-ем его жидкостью с вязкостью от 10 до 200 ШТа.с до уровня универсального клапана с одновременным вытеснением из бурильных труб жидкости находящейся под газом, после чего снижается давление на устье скважины. При этом газ расширяется и вытесняет находящуюся над ним жидкость из труб. Этот способ позволяет ускорить процессы повторных испытаний и интенсификации притока жидкости из пласта.

5) Способ испытания пластов по а.с. 1488462 /120/. включавший установку в скважине колонны обсадных труб, спуск в неё колонны насосных труб с двумя пакерами, разобщение испытуемого интервала, вызов и регистрацию притоков пластовых жидкостей и газов, и восстановления пластового давления, прячем колонна обсадных труб оборудована пакерами и фильтровыми отверстиями против перспективных пластов,что позволяет более эффективно поочередно испытывать все интервалы перспективных пластов, так как при испытании на приток вышележащего пласта в это время производится регистрация КВД нижележащего пласта и наоборот. Такой способ может быть реализован путём создания новой прогрессивной техники и технологии испытания пластов.

6) Способ определения степени кольматации пласта буровым раствором по а.с. 1550972 / ^,121 У включает регистрацию КП и КВД при помощи испытателей пластов, причём перед регистрацией КП регистрируют кривую оттока фхльтрата бурового раствора в пласт, дебит которого определяют по формуле

(.4.2)

а затем определяет гидропроводность закольматированной призабойной зон» ^ ^

где Рц К Р^ - давление начала и конца оттока фильтрата в пласт за время Тот 5 \ft\n ~ объём подпакерного пространства; ^р - коэффициент упругости бурового раствора; (принято для расчета).

Когда по данным КВД определяют гидропроводность УЗЯ, то степень кольматации пласта буровым раствором выражается отношением

С К ~ 8 и /6 ут,п .

Она показывает во сколько раз уменьшается проницаемость ПЗД за счёт кольматации бурового раствора.

Растворы обладающие наибольшими степенями кольматации, деколь-матации ( Сд ~ ^п/^пп^ и наименьшей степенью прихватообразования, определяемой периодически с помощью индикатора веса (в тоннах затяжки на час нахождения ИПТ в неподвижном состоянии в скважине), являются наилучшими для вскрытия и испытания пластов.

Такой способ сравнительной качественной оценки буровых растворов непосредственно в. скважина применительно к конкретным перспективным испытываемым пластам является окончательным, его невозможно опровергнуть и трудно переоценить.

7) Способ испытания пластов по а.с. 16013Б8 / 123 ./ включающий спуск в скважину колонну бурильных труб с долотом и пакером, установленным выше долота, причём с целью повышения эффективности испытания перед изоляцией испытываемого пласта в колонну бурильных труб закачивают одновременно в равных количествах самогенерирующие газ водные растворы, один из которых содержит псишакриламид (0,05-нитрит натрия (21-35$), воду, а другой включает моноэтанола-мин (18-30$), соляную кислоту (12-20?) и воду.

Способ предусматривает выталкивание жидкости образ ующимЪ^ся азотом из колонны бурильных труб, в результате чего возбуждается приток пластовых жидкостей и газоз.

Этот способ является новьч направлением в технологии испытания пластов.

8) Способ исследования пласта по а.с. 1613594 /124/« включающий спуск ЩТ в сквалшну для однсциклового и многоциклового испытания на приток пластовых флюидов и восстановление пластового давления, причём согласно изобретения, за счёт кратковременного открывания уравнительного клапана в конце периодов притока происходит гашение послеприточного эффекта,искажающего КВД в её начальном участке. Это позволяет сократить время регистрации КЕД с одновременным повышением её качества. Способ позволяет усовершенствовать методику интерпретации, технику и технологию.

9) Способ одновременного исследования двух пластов по а.с. 1700216 /126/, включает спуск пластоиспытателя в скважину на трубах с пакерами изолирующими два пласта с обеспечением раздельных процессов притока и восстановления давления испытываемых пластов, причём согласно изобретения обеспечивается гашение послеприточяого эффекта при попеременной регистрации КВД, за счёт чего повышается качество КВД и обеспечение их интерпретируемости при сокращении времени исследования двух пластов.

Способ обеспечивает повышение оперативности испытания пластов ИПТ в процессе бурения, а также предусматривает совераеяствованив техники и технологии.

10) Способ испытания пластов по заявке 14880139/03/090543, /128/> включающий спуск колонны бурильных труб с долотом, вскрытие

испытываемых пластов с последующей изоляцией выделенного интервала пакерами и испытание его с регистрацией КП и КЕД, предварительно спущеннш ИПТ, причём, согласно изоб~етеннв вскрытие проводят на

полимерном растворе без твердой фазы, а изоляцию вскрытых интервалов осуществляют путём нагнетания в них полимерного раствора без твердой фазы с концентрацией полимера 0,3-1,05? при избыточном давлении не более 10 МИа в течение часа.

, Таким способом производится водоизоляция нефтяных пластов от водоносных, что повышает эффективность работ с ШТ и увеличивает количество открываемых задевай нефти.

11) Способ исследования пластов по заявке В 4814324/03,Л31/, включающий многоцикловые вызовы и регистрацию притоков пластовых флюидов, регисирацию забойных давлений в процессах притоков пластовых флюидов и восстановления давления л определения параметров УЗП и ПЗД, причём согласно изобретения с целью повышения точности и достоверности исследования после каждого вызова притока пластовых флюидов производят интенсификацию притока, а перед каждым вызовом притока повышают забойное давление, при этом определение параметров УЗП и ЛЗП производят при депрессии меньше её критической величины. Это позволит повысить достоверность определяемых параметров пластов.

12) Способ испытания пластов по заявке 1 4771575/03,Л32/, включающий спуск ИПГ изоляцию пак ерами испытываемого пласта,, многократное закрытие й открытие притока и регистрацию КП и КВД, многократное поднимание и опускание ИПТ на длину свечи с фиксацией величины затяжки по индикатору веса, причём согласно изобретения с целью по^пения качества и информативности результатов испытания за счёт длительного безаварийного времени испытания, многократные поднимания и опускания ШТ осуществляют после периодов притока и восстановления длительностью не менее 15 минут с последующей установкой лакеров на прежнее место в скважине, а длительность периодов притока у. КЕК разбивают на промежутки времени соответственно от 3 до 30 мин и от 15 до 60 мин. Этот способ позволит продлить испытание, повысить его качество.и уменьшит опасность аварийного прихвата инструмента.

РАЗДЕЛ 5. СОПОСТАВИШВ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛВДОВАЕИЯ СКВАЗИН ПО ДШШ шт и гис

При сопоставлении рез7Лъта?оз кс/штания разведочных скваяин ИПТ по Западной Сибири о рэг.уаогаташ: геофизических исследований сязаяаи (ГИС) были отобрани дештае по 19 объектам работ с ИПТ, из которых в 8 объектах бшш произведена двухцивловые испытания в не-обсаяэяных стволах скважин. На рис. 5.1 нанесены точки с координатами Кгнс (верхний график) и с координатами (нилшпй график), где; - коэффициент продуктивности пласта-объекта и ^nti 'rii 'fni/fyn) - кошгаэксинЗ геофизический параметр определена по методике А.П.Хлевцура, А.Г.Козубовсвого и В.К.Федорцова; o(nti =AUnci//AUncCrr отношение фактической шстли-. туда л амплитуде ПС опорного пласта; hi - эффективная модность' пропластков.м; Jt)ni - удельное электрическое сопротивление пропласт-коз, Cf.TT s; рвп - у дольно о элоятрячэсяов сопротивление водонсспого пласта. Ому; 8 - гадропроводность пласта в интервале испытания ИПТ.

Анализируя графики на рис. 5.1, на аоторыз прузочзсмз отуочонц исследования ШГГ по даннкм первого цикла, ирэстикаил отзэчвнм исследования ИП? по второму циклу, а стрелками - езионзния абсцзо точек от первого цнала зо второму, мсхшо сдавать оледугазв саклз-чонзях

- около 50% точек (вруночаи а крэстизп) распозозены вдоль прямых, отыечегзах рост въ /? и 6у\ £ при увадгчошга Кгис ;

- точки, легащиэ тага прлиих 'лзгаиЗ, повпдпассзу относятся а пластам, пмезщим треадаоватоотз;

- точки, распологоаныо значительно внаэ прзшл лшгаЗ» относятся а гшас1'ал1-<х}ъезтаа, в зоторнг, по всей ворсагтноста, исследования

■ с ЖЕГ были издостаточяо продолязтельан.

Заддачэнпа о пата чаи зодоаослостя а ггефгазосзоауз по д*рпя-?«

ШП и ГНС по указавши сзваашпаи ЗападасЗ Сзбзрз ясзазнвапт жх под-зоо совладение.

hc. S.l

РАЗДЕ1 6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЕОДОГО-ТЕЗШЧЕХЖОЙ И ЗГОНОМИЧЕСКОЙ ЭМШТИЩССТИ ПРИМЕНЕНИЯ ЖГГ

В работах А, 34/ показало, что до 1970 года открыто 211 заявкой нефти и газа в Миннефтепрсма я Мшгеологни СССР, где шорвые притоки были получены с помощью ЖГ.из тех отделений, в которых их наличие считалось маловероятным жш эта отложения считались непродуктивными. При этом било открыто 9 крупных залвкей, 16 средней величины и 186 мелких залеяей на глубинах от 500 до 5000 ы с толщиной продуктивного пласта от 5 до 100 н.

Большнство залеией приурочены к карбонатные коллекторам, где данные геофизических исследований являлись нвнадЗшши. По данным этих работ бняа определена вероятность открытия залезай ЙГГ, составляющая 1,7?, т.е. на каждые 1000 рейсов ШГГ в поисковых и разведочных енвавинах Ыиннефтепрома открывали 17 sanesefl нефти я rasa в малоперепектпвных отложениях, где по данша геофизических исследований били получены отрицательные результата. В отнх работах, кроме серийных ШГГ, прилипали участие опытнвэ образцы КИИ-146-Урш с использованием испытателя пластов и запорного клапана, изготовленного по нашим'авт. свид. УЛ II30I6, 137862 а 120805 /80,81,82,116/.

Экономическая эффективность применения ЙПТ типов КИИ-ГфйШ-104 н Ш1-Гроз7рмИ показана авгороа в /16,78/, где подробно оезедеяы различные стороны экономической эффективности этих работ:

- ускорение н удоиевлензе работ по исянталет понскозо-рагза-дочннх сквашш в нообсакенноа отводе по сравневна с работала по испытании cdcssesmnc скваипн методами пробных отпачех — Э^;

- ускорение разводки новых а дораззэдян узо введениях в вяо-плуатаща галехеЭ нефти л rasa, сокращение ватрат в связи о получением информация Еа каядоЗ разведуемой вахвш о нефтеносности иди газоносности перспективных горааоотов -

- в свяеи с ускорением получения информации о нефтегаеокасгг» ценности и параметрах продуктивности пластов по дяиик« пластоис-пытателей в процессе бурения эксплуатационных скважин имеется возможность сократить их количество не менее чей на 5$ —

- повышение продуктивности кефтчянх скважин в результате очистки призабойных зон пластов (ГШ) в нефтяных и нагнетательных скважинах с поыоиьа высокой мгновенной депрессии, создаваемой пластоиспытателяыи - Э4;

- ускорение исследования скважин, обсаженных колоннами ( в том числе и вксплуатационннх), sa счёт создания новых более совер-пенных конструкций пластоиспытателей, позволявших получать более полнув и более качественную информации о пласте без применения ротора и привода к нему для вращения колонны труб при ваврытии запорного клапана - 3gj .

- эффект открытия новых валесей с помощью ИПТ - Эб*

В СССР, включая данные 1969 года KHIMf$fflffl-I04 и КИЙ-ГрозУф-НИИ, открыто 211 залежей нефти и газа /34/. Если принять по уровню ISS7 года, что за год втши Ш1Т открывается 54 валеки нефти и газа, причём 50$ их приходится на карбонатные промежуточные горизонты, которые геофизическими методами исследования не могут интерпретироваться каь коллекторы, без применения ИПТ и не были бы открыта, то экономический эффект открытия бил нами определен следующим образом.

Приняв в среднем геологические запасы одной валеяи - 5 ылн.т, коэффициент нефтеотдачи 0,3, разницу между ценой I т нефти и е§ себестоимости) - 5 руб., получим годовую прибыль 3g >=54.0,5.0,3. .5,5 в 202 млн.рублей. Суммируя аффектк по этим шести статьям, подучим: Э « 3[+32+5^V¥36 в 17,9+200+28,9+1,83+6,95+202 « ■ 459,68 Е шш.рублей, которая является средним ориентировочным экономический эффектом внедрения разработок автора и его соавторов

на уровне 1970 года от внедрения ШГГ I ,П я И поколений. При этой ' на долв автора приходится на менее 2% от втой сушн, т.е. более 93 млн.рублей в год.

В приложениях 5.1-5.7 приведены я опил документов показываютх экономической эффект за первые 5 лет внедрения изобретений автора, а в прилозении 5.8 показано, что экономия от внедрения изобретений, приходящаяся на дола автора составляет 14,9 3 шш.рублей.

В целях стимулирования внедрения прогрессивного метода испытания пластов ШТ в наших работах Д1,26/ обоснованно упорядочение премирования за испытание скваяик пластоисгштаталями.

В 1969 году по предложения автора Микнефтепроыа подготовлен приказ об организации с 1.01.70 г. специализированной службы исследований снватан ИПТ в геофизических организациях, а в работе /38/ дано обоснование основных полоаениЗ соверпенстаования работ по испытании спвапин ИП в области организации работ, в области оплати и финансирования, а таякэ в области оплаты труда в материального стимулирования на основании выаоупошнутнх работ.

^ Вое даяныэ дредставхенн в иасатаба два до 1980 года»

ЗАК1ЮЧЕНИЕ (задачи и перспективы работ в развитии выполненных исследований)

На основании теоретических исследований автором разработаны методы повышения точности и информативности определения физических параметров пласта по данным работы пластоиспытателей ШТ.

С целью реализации этих теоретических и методических работ под руководством-и с непосредственным участием автора разработаны технические средства и технологии применения четырех поколений постепенного совершенствования пластоиспытательных инструментов:

- двухщклового действия;

- многоциклового полуавтоматического действия;

- многоциклового автоматического действия;

- многоциклового автоматизированного действия без подъёма бурильных труб и долота.

Ряд технических и технологических разработок автора внедрен 'в серийное заводское изготовление и практическое использование в производственных организациях Миннефтелрома и Мингеологии СССР,что позволило открыть сотни залежей нефти и газа, определить их параметры продуктивности.

Экономическая эффективность внедрения разработок автора, выполненных на уровне изобретений, составляет сотни миллионов рублей, что указывает на их большое народнохозяйственное значение.

Если зарплату буровых бригад,'операторов и интерпретаторов испытания пластов ШТ поставить в зависимость от класса информативности, разработанного автором, то ато приведёт к повышении количества открываемых залежей нефти, газа, снизит затраты на подсчёт их зала» сов, разведку и разработку. Кроме того это даст-стимул к более

широкому применении более совершенных пластоиспытателей Ш и 17 поколений .в глубоких и сверхглубоких скважинах, что в свои очередь приведет к дополнительным экономическим эффектам, связанным с повышением оперативности работ, снижением стоимости исследования пластов и открытия новых залежей.

ВЫВОДЫ

I. В результате научно-теоретического обобщения и совершенство»-вания методов интерпретации данных ИПТ при переменных дебитах и депрессиях созданы теоретические основы и разработаны метода определения физических параметров пласта с учётом гидравлических сопротивлений послеприточного эффекта, подтока затрубной жидкости и оттока жидкости в пласт при многоцикловкх исследованиях пласта. К числу таких параметров относятся: пластовое давление, гидропроводности и пьезопроводности ИБП и УЗП при давлениях выше и ниже давления насыщения, скин-эффект, призабойная закупорка, приведенный радиус скважины, фазовые проницаемости для нефти и воды, коэффициента продуктивности, потенциальные фактические и фазовые, ожидаемые дебита нефь-ти, воды, газа. Эти параметры необходимы для проектирования бурения и заканчивания скважин.

1.1. Разработаны теоретические основы и методы итеративной математической обработки КП и КВД, полученные с помощьв ИПТ, что позволяет повысить точность определения параметров ЕШ и УЗП.

1.2. На основа анализа падения пластового давления с применением теории упругости при многоцикловых исследованиях скважин ИПТ рав-работан метод определения объёма залежей малых размеров, что повышает эффективность поисково-разведочного бурения и дает экономический эффект.

2. Разработаны специальная технология ИПТ и метод определения степени аольыатации я деколъматации пластов -коллекторов буровыми

раствораыи, что позволяет сравнивать качество буровых растворов по Ескр"тию и испытанию пластов, а также выбирать наиболее эффективные из них.

3. Разработаны теоретические основы технологии и методы определения параметров по кривым падения давления, записанным после периода притока через КПТ, что сокращает период послецри-тока и время исследования пластов в процессе бурения.

4. Разработана технология ликвидации образования" прихвата ИПТ в процессе испытания пластов в необсаженном стволе скважин, что позволяет повысить качество испытания пластов и сократить расходы буровой бригады на ликвидацию аварийного прихвата инструмента.

5. Для реализации упомянутых теоретических разработок при участии автора и под его руководством на уровне изобретений создано четыре поколения испытателей пластов: двухциклового действия, многоциклового действия, автоматического многоциклового действия и многоциклового действия без подъёма бурильных труб и долота.

6. Из ряда демонстрировавшихся на ВДНХ лластоиспытательнкх устройств и технологий автора и его соавторов, четыре были удостоены медалей ВДНХ и диплома первой степени.

7. На основе многофакторного анализа разработана классификация информативности результатов ИПТ по качеству и количеству определения параметров пласта, включая 12 классов от первого самого высокого по точности и информативности до 12-го самого низкого (брад), что позволяет повысить качество исследованлй КПТ, если оплату за эти работы поставить в зависимость от класса информативности.

б.Разработана и внедрена технология повышения проницаемости

и очистки ЛЭД высокими многократными допрессияш, создаваемыми ИПТ,

что дозволило повышать интенсивность притоков добывающих скважин и

*

приемистость нагнетательных скв^нлп.

9. Определена г э о л ог о- г ео " ал: и технико-экономическая эффективность исследования сквазлн ШТ, с помощью которых в последние годи ежегодно открывают порядка 80 залежей со средней вероятностью их "обнаружения 1,7 % от количества работ с ШТ, а среднегодовой экономический эффект применения ШТ составляет более 400 гшг.рублей с учётом некоторых разработок автора, удельный вес которых не менее 2 % от этой сушн (в масштабе цен до 1990 г.).

10. Этот эффект значительно увеличится после трок ого применения способа определения нефтеводосодержаяия пластовой жидкости по а.с. 907227, который позволяет более точно и достоверно определять промышленную продуктивность пласта и резко снижает возможность пропуска залежей нефти, повышает эффективность бурения скважин.

11. Итеративные вычисления с учётом послепряточного эффекта в начале периода КВД и подтока жидкости из затрубного прострянгтва повышают точность определения геолого-физическнх параметров пластов по данным ШТ.

. 12. По данный иногоцинловых испытаний пластов имеется возможность определять типы коллекторов, по их зависимости от действия высоких многократных депрессий забойного давления.

13. Способ гашения послеприточвого эффекта позволяет повысить качество КВД и сократить время испытания одного объекта, а также одновременного испытания двух объектов.

14. Разработаны конструкции и технологии пластоиспытателей, позволяющих испытывать пласты без подъёма бурильных труб и додота, что создает условия для значительного увеличения оперативности а эффективности этих работ.

15. Яа уровне изобретений создано 12 новых способов испытания пластов, на основе которых разработаны новые технологические приёмы и новые вонструкцив устройств для испытания пластов.

16, Представляет интерес продолжения сопоставления результатов ГИС с параметрами пласта, полученными по данным работ с ИНГ с цельа установления зависимостей между ними.

Основное содержание диссертации опубликовано в следувщиг работах.

МОНОГРАФИИ

1. Лапшин П.С. Испытание пластов в процессе бурения.- М.: Недра, 1974.- 200 с.

НАУЧНЫЕ СТАТЕЙ

2. Лапшин П.С. Испытанна пластов в процессе буренияУ/Гехника и технология бурения глубоких сквагаш' Материалы совещания.- М., 1952. - С.63-69.

3. Лансин П.С. Определение объёма извлеченного из пласта фильтрата с помощь» испытателя пластов //Нефтяное хозяйство. - 1262.- & II.- С.52-55.

4. Лапшин П.С. Применение испытателей пластов /Дурение сква-шн уменьшенного и малого диаметра.- М., 1963. - С.56-59.

-- 5. Лапшин П.С., 2амзин КЛ". Испытание пластов в скваданах

V3

малого диаметра //Технология и техника бурения нефтяных скважин малого диаметра: Научно—аналитический обзор.- М.,1963.- С.42-50.

6. Лапшин П.С., Нагуманов М.М. Интерпретация кривых восстановления давления при многократном испытании пластов с псмощьа пласто-испытателя КШ-УфНШ-104. Нефтепромысловое дело.- 1964,- Я II. -

- С. 7-12.

7. Колокольцев В.А., Лапшин П.С. Опыт гидродинамических исследований скважин при помощи испытателей и результаты сопоставления

существующих методик для опрадаления параметров пласта по данным , этих исследований //Тез. докл. на 5-м Всесоюзном семинаре по гидродинамическим методам исследования скважин я пластов.-M., 1964.- С. 25-26.

8. Лапшин П.С., Хамзин К.Г. Комплекты испытательных инструментов КИИ-ГрозУфНШ //Улучшение методики, техники и организации работ по опробованию енважвн /Тр.Всесоюзн.семинара.-M,1965.- С. 1-4.

9. Колокольцев В.А., Лапшин U.C. Оценка методик определения параметров пласта по кривил притока, получаемым при работе с плас-тоиспытателями /Ар.ДфНИИ.-Технология..-1965.■-Вып.16.- С.225-238.

10. Лапшин U.C. Методика расчётов параметров пласта по данным гидродинамических исследований с испытателем пластов //Материалы Всесоюзн. семинара по испытанию разведочных скважин на нефть и газ.-Ы., 1966.- С. 60-78.

'II.-Лапшин П.С., Ледовская В.В. Упорядочение премирования за испытание скважин пластоислытагелями //Организация и управление нефтедобывающей промышленности,- 1966.- № I.- С.60-78.

12. Лапшин П.С., Овчинников В.И., Хамзин К.Г. Применение глубинных манометров при работе с испытателями пластов в глубоких скважинах //Вскрытие и испытание объектов в процессе бурения нефтяных и газовых скважин: Материалы Всесоюзн.семинара.iM.,1967.-С.82-86.

13. Лапшин П.С i Пути развития гидродинамических исследований о испытателями пластов //Вскрытие и испытание объектов в процессе бурения нефтяных и газовых скважин: Материалы Всесоюзн.семинара.-

- ГЛ., 1967.- С.104-106.

14. Испытатели пластов для освоения скважин /П.С.Лапшин, Р.Ф.Бабиков, З.П.Иванов и др. //Нефтяное хозяйство.-1957.- & 12. -

- С. 51-52.

15. Лапшин П.С. Комплекс параметров пласта, определяемых с помощью пластоиспытателей //Гидродигаыические методы исследования

пластов и скважин: Материалы конференции.- Баку: I9S7.- С.51-56.

16. Лапшин П.С. Применение испытателей пластов для бурения разведочные сквакин с обсаженным и необсаженным стволом //Проблемы развития нэфтегазодобывавщей промышленности Западной Сибири: Материалы сессии Научно-технического совета Миннефтепрома в г. Тюмени.- M., 1967. - С. 187-189.

17. Лапшин П.С., Думчев Г.Ф. Внедрение испытателей пластоз

в Восточных районах Советского Союза /Бурение.-I967.-Jê2.-С.35-38.

18. 2амзин К.Г., Лапшин П.С., Овчинников В.И. Вопросы создания и применения пластоиспытателей и глубинных манометров в скважинах тлубиной до 7000 ы //Тр.УфШИ.1968.-Вып.24.- Технология бурения нефтяных скважин.- С. 415-422.

19. Лапшин U.C., Зубик ИЛ. О роли пластоиспытателей в раскрытии перспектив нэфтегазоносностн //Тез.докл.на 9-й Всесоюзн. конференции по гидродинамическим методам исследования • нефтяных пластов и скважин.- И.: 1958. - С.29.

20. Лапшин П.С., Овчинников В.И. Исследование нагнетательных скважин в процессе очистки их призабойной зоны с помощью пластоиспытателей //Тез. докл. на X Всесовзн. конференции по гидродинамическим методам исследований нефтяных пластов и сквакин.- М., Г969г.- С 150-153.

21. Лапшин П.С., Зубик Й.Л. 0 роли пластоиспытателей в ре-шешш некоторых геолого-лромысловых задач //Геология нефти и газа.- 1969.- ¡t I.- С. 21-25.

22. Белевьков А.Ф., Лапшин П.С. Расчёт и. выбор конструкции пакеров гидравлического действия /Машины и нефтяное оборудование.- М.: ШИИОЭНГ.- 1969.- № I.- С.19-21.

23. Лапшин П.С. Пути развития -гидродинамических исследований .при работе с испытателем пластов //Тр.ДфНИИ,- 1969.- Вып. 24.- Технология бурения нефтяных скважин.- С. 64-70.

24.Лагпшш П.С. Универсальный метод определения параметров пластов по промысловым данным п по данным испытателей пластов //Совершенствование вскрытая, испытания и освоения продуктивных пластов в эксплуатационная скважинах: Материалы оовещвнкя.-М., 1969.- С. 53-60.

25. Лапшин U.C., Нагуманов М.М. Техника и методика испытания пластов в процессе бурения без подъёма бурильных труб // //Совершенствование вскрытия, испытания и освоения продуктивных пластов в эксплуатационных и разведочных скважинах: Материалы Всесоюзного совещания.- M.: 1969.- С. 48-53.

26. Лапшин П.С., Козлова A.M., Ледовская В.В. Технико-экономическая эффективность применения испытателей пластов в районах Приуралья и упорядочение премирования для стимулирования дх внедрения //Совершенствование вскрытия, испытания и освоения продуктивных пластов в эксплуатационных и разведочных ■ скважинах.-M.: 1969.-С. 61-65.

27. Думчев Г.Ф., Лапаин П.С. Енедрение испытателей пластов в нефтедобывающих объединениях Урало-Поволаья //Совершенствование вскрытия и освоения продуктивных пластов в эксплуатационных и разведочных скважинах: Материалы Всесоюзного совещания.- М., 1969.- С. 19-30.

28. Лапшин U.C., Муратов В.И. Анализ способов испытания пластов в скЕаяннах эксплуатационного а разведочного бурения Министерства нефтедобывающей промышленности СССР //Тр./УфНШ.-1970.- Вып. 26.- Технология бурения нефтяных сквалин. -

- С. 265-274.

29. Лалшга П.С., Овчинников В.И., Замараев А.Н. н др. Совершенствование глубинных манометров типа МГЦ для применения их с пластоиспытатадяш //Тр./7$ЯИИ.-1970.- Вал. 27. -Технология бурения нефтяных евваяин.- С. 285-296.

30. Лапшин П.С., Хаизин К.Г., Шаромова Л.К. и др. Создание технологии определения параметров продуктивности пластов в процессе бурения //1р.Дрш.-1970.-Вш.26.-Технология бурения нефтяных сквахин.- С. 315-321.

31. Лапшин П.С. Выбор депрессии.и определение коэффициента продуктивности яри работе лласгоиспытателя //Тр.ДрШ.-1970.-Выц. 26.- Технология бурения нефтяных скважин,- С. 322-326.

32. Лапшин П.С., Бабалян Г.А., Хамзин К.Г. и др. Пути повышения эффективности испытания и освоения скванин //Тр.ДфНИИ.- 1970.-Вып. 26.-'Технология бурения нефтяных скважин.- С. 356-371.

33. Лапшин П.С., Осипов В.В. К вопросу влияния притока затруб-ной жидкости на точность определения параметров пласта по данным пластоиспытателей //1р./УфНИИ.-1970.-Вып.26.- Технология бурения нефтяных скважин.- С. 335-347.

34. Ованесов Г.П., Бабалян Г.А., Лапшин П.С. Открытие залежей нефти и газа с помощь® испытателей пластов //Нефтяное хозяйство.-1970.- & 2.- С. 29-30.

35. Лапшин П.С., Шаромова Л.К. Метод определения параметров пласта по данным испытателя пластов с учётом гидравлических сопротивлений в трубах //Нефтяное'хозяйство.-1970.- Л 8.- С. 27-30.

36. Применение пластоиспытателей совместно с поверхностно-активными веществами для повышения приемистости нагнетательных сква-кин./П.С.Лапшин, А.Р.Марин, В.'И.Овчинников и др. //Гр.ДриИ.-1970.

- Вып. 27.- Технология бурения нефтяных скважин.- С. 348-355.

37. Беленьков А.Ф., Лапшин П.С. Работоспособность резиновых уплотнителей //Машины и нефтяное оборудование.- 1970.'- К 8.- С. 14-1

. 38. Амиров К.Н., Лапшин П.С., Арнгольд Т.Д. Совершенствование организации работ по испытанию скважин с пластоиспытатеяями на трубах //Организация и управление нефтегазодобывающей промышленноетьнь

- 1970.- й 7. - С.5-7.

-7539. Лапшин П.С., Осипов В.В., Латыпов P.C. Исследование влияния переменных подтоков на точность определения параметров пласта при работе с пластоиспытателями //Нефтепромысловое дело.- 1971. -ü I.- С. 15-20.

40. Лапшин П.С., Беленьков А.Ф., Хамзин К.Г. Некоторые вопросы определения размеров уплотнительных элементов пакероЕ сжатия //Вопросы геофизических исследований в нефтяных скважинах, испытания и отбора керна.- Ы.: 1971.- С. 20-2S.

41. Лапшин П.С., Хейфиц И.Б., Думчев Г.Ф. Исследование характера деформации пакерной резины //1р. УкрНИЖЩЦ.-1971.- Вып. 10. -

- С. II7-122.

42. Компактная устьевая головка вертлюжного типа /В.Г.Цейтлин, П.С.Лапшин и др. //Машины и нефтепромысловое оборудование. - 1971.-•- № 8.- С. 8-10.

'43. Беленьков А.Ф., Лапшин П.С. Условия разобщения кольцевого зазора скважины надувными падерами //Нефтяное хозяйство.- 1972. -

- № 3.- С. 13-16.

44. 0 герметизирующей способности пакеров сжатия /А.Ф.Беленьков, П.С.Лапшин //Машины и нефтяное оборудование.-1972.-й 2.- C.II-I4.

45.Лапшин П.О., Дуичев Г.Ф. Некоторые вопросы теории и практики многоциклового испытания пластов пластоиспытателями //Тр./Баш-НИПИнефть.- 1972.- Вып.32.- Технология бурения нефтяных скважин.-

- С. 262-265.

46. Увеличение приемистости нагнетательных скважин с помощью пластоиспытателей /А.Н.Замараев, В.А.Колокольцев, П.С.Лапшин и др. //Тр./БашНШШнефть.- 1972.- Вып.32.- Технология бурения нефтяных скважин.- С. 254-261.

47. Лапшин П.С., Янбулагов Д.М., Ахтяыов P.A. 0 сопоставлении методик определения параметров пласта по данным пластоиспытателей //Нефтяное хозяйство.- 1973.- £ 2. С.25-28.

48. Беленьков А.Ф., Лапшин П.С. О классификации пакеров//Неф-тяное хозяйство.- 1373.- £ 6.- С.21-24.

49

Лапшин П.С., Лазарев Б.А., Толстов К.Г. Послеприточный эффект и его влияние на продолжительность регистрации кривых восстановления забойного давления при работе с испытателями пластов.-- 1973.- Бурение Ш 4.- С.28-30.

50. Испытание скважин вскрывающих газоносные пласты с низкими коллекторскими свойствами /П.С.Лапшин, Г.И.Глонти, Э.Э.Грузман и др.//Газовая пром-гь.- 1974.- Ж 12.- С.36-37.

51. Определение параметров пласта по данным пластоиспытателей с учётом послеприточного эффекта /П.С.Лапшин, А.М.Грошев, Б.А. Стриетев и др. //Нефтяное хозяйство.-1975.- В 4.- С.18-20.

52. Лапшин П.С. Повышение качества определения параметров продуктивности нефтяных пластов по данным пластоиспытателей //Вопросы инженерно-технического обеспечения качества продукции.-Уфа: 1976.- С.58-59.

53. Лапшш П.С., Шамсина Р.Н., Корчагин Ю.Н. О методике обработки диаграмм давления, полученных при работе пластоиспытателей //Нефтяное хозяйство.- 1976.- Л 10.- С.49-52.

54. Интерпретация диаграмм давлений пластоиспытателей с учётом влияния выделения газа /П.С.Лашшн, Р.Н.Шамсина, РЛ.Нафикова и др.//Нефтяное хозяйство.- 1978.- * 2.- С.7-9.

55. Лапшин П.С. Упрощение методики обработки результатов испытания газоносных пластов в процессе бурения.//Бурение.-1979.--8 2.- С.32-34.

56. Определение параметров пласта по данным испытателей пластов //П.СЛапшин, Р.Х.Нафивова, Г.Г.Городничина и др. //Нефтяное хозяйство,- 1979.- № 6.- С.54-56.

57. Технология многоциклового испытания пластов /П.С.Лашшн, Э.В.Ежова, К.Г.Хаызин и др. //Бурение.-1979.- й 4.- С.30-32.

Езл. J; 22..- 5 е.: иг.

CS.' A-<i. -108003 сет, МНЯ 3 Я1: 'СО. УотргРстго дот олро.тгг-^-чзя пгодгкз-тваесгп ггроелтов /Й.С.Лапаин, Г.5.

Д-счзз (СССР).- Гз ~гягдп*> 13.03.70; Опубл. 05.11.73,

Бг=я. ч 1П-- " с»: пл.

•И. Л.а. 423539 СССР, 53И ? "Гз S3/t2. Паз ар ДГ.Н.Еагуиачоз, К.Г.Х-мгип, И.С.Латашп (СССР).- 043702/22-3; Заявлено 19.02.65; Огубл. 15.08.74, Fr.л. 15 20.- 2 о.: пл.

£5. А.о. 454336 СССР, Ж! 3 21в 49/00. Испытатель пластов /Х.Г.Хемзин, П.С.Лашпя (СССР).- 3 1432629/22-3; Заявлено 25.С5.70; Спубл. 25.12.74, Бел. S 47.- 2 с.: ид.

С-6. A.c. 457788 СССР, 1!.Кл.3.21в 47/03. ДзффарендаальннЭ глу-бшниЗ манометр /Е.К.Псздэез, П.С.Лвшен, Г.З.Дутгчев и др. (СССР).-5 I45207I/22-3; Заявлено 24.08.70; Опубл. 25.01.75, Бвя.й З.-Зс.:иа.

97. A.c. 458S48 СССР, МКИ1 Е 21в 49/00. Устройство длл передата ка поверхность интенсивности притока флзвда при работе с испнта-

твлсм пластов /Й.С.Лапшн, М.М.Нагуыанов, К.Г.Хамзин и др. (СССР). -5 1096391/22-3; Заявлено 09.08.66; Опубл. 30.01.75,Бил.й 4.-2с.:ил.

98. A.c. 581248 СССР, МНЕ2 Е 21в 48/00. Испытатель пластов Д.Г .Хамзин, И.В.Иванов, П.С.Лапшин (СССР).— Л 2156257/22-03; Заявлено 16.05.75; Опубл. 25.11.77, Бпл.й 43.- 3 е.: ил.

99. A.c. 648724 СССР, МКИ2 Е 21в 49/00. Запорный клапан /Х.С.Баязитов, Ю.Н.Кухаренко, А.Ф.Шавиров, В.К.Неытинов, П.С.Лапшин и 0,Ш.Файрушин (СССР).- & 2436636/22-03; Заявлено 27.12.76; Опубл. 25.02.79, Бил. £ 7.- 3 с.: ил.

100. A.c. 675176 СССР, МКИ2 Е 21в 49/00. Устройство дюг испытания пластов /П.С.Лапшин, К.Г.Хамзин (СССР).- В 2352056/22-03; Заявлено 29.04.76; Опубл. 25.07.79, Бол. й 27.- 3 е.: ел.

101. Лапали П.С., Хаызин К.Г. Способ контроля образования прихвата испытателя пластов.- Затаяа на изобретение й 2705499/03(001257)

КС от 3.01.79.

102. A.c. 709806 СССР, МКИ2 Е 21в 47/06. СквагинЕый дифференциальный манометр /Е.К.Поздеев, И.А.Фахреев, П. С.Лапшин (СССР). -J6 2317213/22-03; Заявлено 20.01.76; Опубл. 15.01.80, Бил. & 2. -

— 3 с.: ел.

103. A.c. 825888 СССР, ЫКИ3 Е 21в 49/00. Способ исследования призабойной зоны пласта с помощью пластоиспытателей (И.Г.Жувагин, П.С.Лалшин, В.И.Портнов и др. (СССР).- № 2005573/22-03; Заявлено 03.01.74; Опубл. 30.04.81, Бюл. й 16.- 3 е.: ил.

104. A.c. 855201 СССР, МКИ3 Е 21в 49/00. Запорный клапан ударного действия /П.С.Лашшн, К.ГЛаизин, В.К.Немтинов, Ф.Ш.Файрушин (СССР).- В 2673364/22-03; Заявлено 10.10.78; Опубл. 15.08.81, Бюл. J6 30.- 3 с.: ил.

105. A.c. 907227 СССР, МКИ3 Е 21в 47/00. Способ определения нефтеводосодеркания пластовой жидкости /П.С.Лапшин, Г.А.Бабалян, У.М.Байков (СССР).- Je 2942514/22-03; Заявлено 20.06.80; Опубл. 22.02.82, Бил. Jfc 7.- 7 с.

106. A.c. 927989 СССР, МКИ3 Е 21в 49/00. Реле времени для испытания пластов /П.С.Лапшин, У.М.Байков, Н.Ы.Шарипов (СССР). -& 2756130/22-03; Заявлено 19.04.79; Опубл. 15.05.82, Бил. J» 18.- 3 е.: ил.

107. A.c. 293468 СССР, МКИ3 Е 21в 49/00. Испытатель пластов /К.Г.Хамзин, П.С.Лапшн (СССР).- Je II43I90/22-3; Заявлено 27.03.67; О^'бл. в 1983г., Бюл. Je 22.- 6 с.: ил.

108. A.c. 1023075 СССР, МКИ3 Е 21в 49/08. Пробоотборник для испытателя пластов /К.Г.Хамзин, П.С.Лашшн, А.Г.1амзина (СССР). -Je 2736289/22-03; Заявлено 13.03.79; Опубл. 15.06.83, Бюл. ü 22. -

- 4 е.: ил.

109. A.c. IIII531 СССР, МКИ3 Е 21в 49/08. Устройство для испытания пластов /Н.Ы.Шарипов, П.С.Лапшин, У.М.Байков и др. (СССР).-Ji 3292803/22-03; Заявлено 25.05.81; не подле.стт опубликованию в

открытой печати.

НО. A.c. III3529 СССР, Ш13 S 21в 49/00. Устройство для исследования пластов в процессе бурели Д.П.Белоусов, П.С.Лалшин, (СССР).- ü 3596121/22-03; Заявлено 27.05.33; Опубл. 15.09.84; Бил. S 34.- 3 е.: ил.

111. A.c. II38488 СССР, МКИ4 Е 21з 49/00. Испытатель пластов /П.С.Лашпш, К.Г.Замзин, (СССР)J5 3485253/22-03; Заявлено 18.08. 82, Опубл. 07.02.85, Бюл. Ä 5. - 5 е.: ил.

112. A.c. II99924 СССР, МКИ4 Е 21 в 49/00. Способ гидродинамических исследований в процессе бурения /П.С.Лапшин, А.П.Белоусов, Н.М.Шарапов (СССР)..- » 3595015/22-03; Заявлено 19.05.83; Опубл. 23.12.85, Бал. ß 47. - 3 е.: ил.

113. A.c. I208214 СССР, МКИ4 Е 21в 49/00. Устройство для исследования скважин л пластов /А.П.Белоусов, П.С.Лапшин (СССР). -

S 3751142/22-03; Заявлено 29.03.84; Опубл. 30.01.86, Евл.й 4. --4с.: ил.

114. A.c. 1370236 СССР, МКИ4 В 21в 49/00. Устройство для исследования пластов в процессе бурения /В.М.Кояорин, П.С.Лапшин, Г.Г.Бабихин (СССР).- Ä 4108638/22-03; Заявлено 10.06.86; Опубл. 30.01.88, Бил. й 4.- 5с.: ил.

115. A.c. 139822 СССР, МКИ4 Е 21в 49/00. Способ испытания пластоз /Л.И.Ровнин, П.С.Лапшин, И.В.Иванов (СССР).- & 4065250/ /22-03; Заявлено 5.05.86; Опубл. 15.05.88, Бал. й 18.- 4с.: ил.

116. A.c. I571232 СССР, МКИ4 Е 21в 49/00. Запорное устройотво ударного действия для испнтагеля пластов /П.С.Лаяшн и К.Г.Хамзин (СССР).- * 4468290/23-03; .Заявлено 29.07.88. Зарегистрировано Гос-эоестроа 15.02.90г.

117. A.c. 1478723 СССР, МКИ4 Е 21 в 49/00. Пластоиспытатель /П.С.Лапшин, М.Л.Карнаухов, А.М.Носнрев, Ю.А.Кузнецов (СССР). -i 4146534/23-03; Заявлено XO.II.86; Для служебного пользования.

IIS. A.c. 1484828 СССР, ÎSE4 E 21в 4S/00. Ssaopzos . для испытателя пластов /П.С.Ластнш, В.Е.йсаав, Е.Э.Штурк (CGC?). -Jà 4255535/23-03; Заявлено 3.06.87; Опубл. 7.06.89, Б!зл.й21.-Зс.:ел

119. A.c. 1484929 СССР, МКИ4 Е 21в 49/00. Дластоиспытатшгь /Ю.А.Кузнецов, Л.С.Латаиз (СССР).- В 4269532/23-03; Заявлено 29.05.87; Опубл. 7.06.89, Бвл. JS 21.- 4 е.: гл.

120. A.c. 1488462 СССР, МКИ4 Е 21в 49/00. Способ испытания пластов /Логалов Ю.Д., Ровнин Л.И., lamm U.C. (СССР).-

Jù 4290339/23-03; Заявлено 27.07.87; Опубл. 23.05.89, Бел. £ 23. -- 4 с.: пл.

121. A.c. 1550972 СССР, ККЕ4 Е 21в 49/00. Способ определения степени колшатации бурового раствора /Лапшин П.С., Шарипов А.У., Штурн В.Э., Исаев Ю.Н. (СССР).- Л 4269530/23-03; Зарэгястргроваво Госреестров 15.11.89; Для слугебвого пользования.

122. A.c. 1574806 СССР, МКИ4 Е 21в 49/00. Испытатель пластов Дашпн U.C., Исаев D.E., Штурн Б.Э., Кузнецов Ю.А. (СССР). -

£ 4307071/23-03; Заявлено 18.09.87; Зарегистрировано Госреестрои 1.03.90.

123. A.c. I601368 СССР, МКИ Е 21в 49/00. Способ испытания пластов /Роввин Л.И., Шарипов А.У., Лапшин П.С., Войтенко B.C., Долганская С.И. (СССР).- M 4313837/23-03; Заявлено 27.07,87; Опубл. 23.10.90; Бил. Л 39. - 6 е.: ил.

124. A.c. I613594 СССР, МКИ5 Е 21в 49/00. Способ исследова-нъя пласта /Лапшин П.С. и Гордшшн A.B. (СССР).- & 4392385/23-03; Заявлено 15.03.88; Зарегистрировано Госреестрога 15.08.90.

125. A.c. 1629526 СССР, МКК5 Е 21 в 49/00. Устройство для исследования пластов /Исаев Ю.Н. и Лапшин П.С. (СССР). 4635357/ /23-03; Заявлено 12.01.89; Зарегистрировано Госреестром 22.10.90.

126. A.c. 1700216 РФ МКИ5 Е 21в 49/00. Способ одновременного исследования двух пластов /Лапшин П.С.» Rompes A.M., Горгашга A.î

Содцатов Е.Л. (РФ).- & 4635851/03/007758; Заявлено 12.01.89; Опубл. 03.12.91. Бш. » 47.

127. Положительное рспенио ЕНИИГПЭ от 5.II.91 о выдаче а.с. ло заявив & 4934256/03/038921 па устройство для испытания пластов с приоритетом от 6.05.91 //авторы: Лапшин П.С., Обухов Ю.Г., Сухачев Ю.В., Гордюшин А.Н., Исаев Ю.Н.

128. Положительное решение ВНИИТПЭ от 4.10.91 о выдаче а.с. ло заявке J6 4880139/03/090543 на способ испытания пластов с приоритетом от 23.08.90 //авторы: Шарипов А.У. и Лапшин П.С.

129. Положительное решение ЕНИИГПЭ от 18.04.91 о выдаче а.с. по заявке Л 4836965/03/064700 на гидравлический пакер с приоритетом от II.06.90 //авторы: Лапшин П.С. и Беленьков к.Ф.

130. Положительное решение БЖИГПЭ от 22.10.91 по заявке

JS 4896758/03/123305 на пластоиспытатель с приоритетом от 26.12.90 автор - Лапшин П.С.

131. Положительное решение БНИКГПЭ от 24.10.91 о выдаче а.с. по заявке № 4814324/03(022121) на способ исследования пластов с приоритетом от 21.02.90 //автор - Лапшин П.С.

132. Положительное решение ЕНИИГПЭ от 31.01.92 о выдаче а.с. по заявке й 4771575/03(134361) на способ испытания пластов с приоритетом от 4.II.89 //автор - Лалшн П.С. '

0Б03ЫАЧЕНИЯ

ЩТ - испытатели пластов, опускаемые в скважину на трубах типа КИИ-УфНШ, ИП - ГрозНШ, фирмы "Лдонстон Тестере", фирмы "Халибуртон Компанг", многоцикловые пластоиспытатели П поколения полуавтоматические типа МИГ, МИК, ИЛА (ИПТ Ш поколения автоматические) и другие трубные пластоиспытатели;

КИИ - комплект испытательных инструментов (ИПТ - I поколение) типов КИИ-УфНИИ, КИИ-Гро зУфНИИ;

ПЗП - призабойная зона пласта, расположенная в нескольких метрах около ствола скважины;

УЗП - удаленная зона пласта, расположенная на большем расстоянии от скважины, чем ПЗП;

Пз - коэффициент призабойной закупорки; равный отношению гидропроводностей УЗП и ПЗП - безразмерная величина;

КВД - кривая восстановления пластового давления в координатах давление - время;

КП - кривая притока, выражающая изменение забойного давления во время притока;

Аж, Аг - отношение средней депрессии забойного давления к депрессии в конце КП для притока жидкости и газа соответственно;

Вк, Вт - объёмный коэффициент пластовой жидкости и газа соответственно, безразмерный;

Ркп, Ру - давление в конце его роста на КП и соответствующее этому росту давления в трубах на устье скважины, Па;

^ - средний дебит притока жидкости, м3/с;

Цпсд- средний дебит подтока, м3/с;

$тах~ максямальный ДЭбит в процессе притока, м3/с;

$ - осевая нагрузка на пав ер, Н;

С^гс - средний дебит подтока в период спуска ИНТ (по данный

нового счетчика), м3/с;

) ср^- средний дебит жидкости за период времени лt или

Тп -Т„ч ), м3/с;

- средний дебит притока от точки I до точки /2 , м3/с;

О ¡г. - дебит оттока (отрицательная величина), м3/с; / ^

- послеприточный дебит в начале периода КВД, м/с; С£г - дебит газа в процессе исследования, м3/с;

7 7- геометрический радиус скваяины и её приведенный радиус,м;

'-с ; '-пр

Тт - радиусы резинового уплотнителя пакера и его итока, м; £ - средний скин-эффект, безразмерная величина; Т - врег.гя притока, с;

У - объём труб между I и П сборками испытателей пластов,м3; .Уз<м - объём залежи, м3; Ун,У& ~ ойъём пластовой нефти и воды, м3; А.У - объём отбора жидкости из пласта, м3; "]/ - объём подтока затрубной жидкости,м3;

- коэффициент сверхсхимаемостн газа, б/р; диаметр труб хвостовика ИПТ под фильтром, м;

- диаметр скваяин, м;

С/ - внутренний диаметр,труб, м;

Г - площадь сечения внутренней полоста труб над ИПТ, ы^;

- площадь сечения резинового уплотнителя пакера, в де-[юрмированном состоянии, м^;

& - модуль упругости резины, зависящий от её твердости по Пору, Па;

=9,81 м/с2 - ускорение силы тяжести; Нс - первоначальный уровень столба жидкости; залитой над ИПТ,и; НТр - глубина спуска труб с пластоиспытателем в сквяжияу, м; ¡1 - толщина пласта-объекта исследования, и;

Ьщ - интервал исследуемой зоны скважины, м; ■hhi hg - толщина нефтенасыценной и водоносной частей пласта, м; С - номер точки на КП и КВН, целое безразмерное число;

соответственно абсолютная проницаемость пласта и фазовые проницаемости для нефти и воды, м^;

Кн, - относительные проницаемости для нефти и воды, безразмерны!

величины, определены при исследовании керна, как функции эго неф-

тенасыщенности;

Ип - коэффициент пористости пласта, безразмерный;

М - номер конечной точки на КП, целое безразмерное число;

Yl - номер точки на КП или КВД, целое безразмерное число;

РПА - пластовое давление, Па;

PrfijPy ~ пластовое давление, Па, по данным интерпретации 1,П /У-го циклов КВД;

Ph - текущее забойное давление,Па на КП и КВД с номером точки Ю соответствующее времени t# от начала притока;

Рп - давление в трубах,Па выше ИПГ по данным верхнего глубинного манометра;

Ре - забойное давление,Па на КВД, соответствующее времени от начала КВД;

Ptp - среднее значение давления газа в полости труб в период притока, Па;

Р - увеличение давления в трубах,Па выше ИПТ во время яострое-квА

ния, КВД;

¿Р}йР- депрессия и средняя депрессия на пласт в период притока,Па;

f> - гидростатическое давление жидкости в скважине, Па;

Рм I ~ забойное давление,Па в конце притока и среднее давление на КП;

р р^ - забойное давление в начале притока и соответственно давление в цэубах в этот же момент времени, Па;

РС)Ро - начальное давление на забое » в трубах над ИПГ после

-89г Г' 0)

открытия впускного клапана, Па;

/э' Рт' - давление по данным глубинного манометра, установленного в трубах выше ШТ, соответственно в конце и начале восстановления давления, Па;

о<V - коэффициент термического расширения нефти,

- коэффициент сжимаемости нефти и воды, Па"*; коэффициент*сжимаемости пор (или трещин) и жидкости,Па"*;

- коэффициент сжимаемости газожидкостной смеси, Па~^; £(7(£п8 £п~ гидропроводности ПЗП при давлениях выше (В) и ниже (Н)

давления насыщения, м3/(с.Па);

Он Оа ~ коэффициенты продуктивности для нефти и воды, соответст-(■ > с венно;

Рпст) ¿V потенциальный и фактический коэффициенты продуктивности, приведенные к условиям 10-суток эксплуатации, ы3/(с.Па); $ - период времени восстановления давления на КЕД,с;

- сумма времени первого притока и восстановления давления,с;

% Кн и°эффициенты пьезопроводности ПЗП при давлении выше (В) и ниже (Н) давления насыщения, м2/с;

34« коэффидабнты пьезопроводности УЗП при давлениях "выше и ' ниже насыщения, м^/с;

вод_9 _

%см - пьезопровшдность УЗП для нефте'содержащкх пластов,м^/с;

~ плотность неФти> в°ДН» кг/м3;

- плотность водонефтяной смеси, кг/м3;

(3"н - коэффициент нефтенасыщенносги, доли единицы;

С "Т" -3

^^ - температурный коэффициент для газа; -^Не) ~ коэффициент гидравлических сопротивлений, как функция от параметра Рейнодса;

^ - удельный вес жидкости.