RU2003127112A

RU2003127112A - Способ оценки подземного пласта(варианты) и скважинный инструмент для его осуществления

Info

Publication number: RU2003127112A
Application number: RU2003127112/03A
Authority: RU
Inventors: Джулиан Дж ПОП (US); Джулиан Дж ПОП; Жан-Марк ФОЛЛИНИ (US); Жан-Марк ФОЛЛИНИ; Жан-Мишель АШ (US); Жан-Мишель АШ
Original assignee: Шлюмбергер Текнолоджи Бв (Nl); Шлюмбергер Текнолоджи Бв
Priority date: 2002-09-09
Filing date: 2003-09-08
Publication date: 2005-03-10
Also published as: CN1495336A; MXPA03007913A; CA2440494C; AU2003244534B2; RU2316650C2; DE60305816T2; NO20033971D0; DE60305816D1; CA2440494A1; NO20033971L; EP1396607A3; AU2003244534A1; CN100379939C; ATE329136T1; NO332820B1; EP1396607A2; EP1396607B1

Claims

1. Способ оценки подземного пласта, содержащий следующие стадии:

расположение в буровой скважине вблизи подземного пласта скважинного инструмента, имеющего поршень для предварительного испытания, приспособленный для выполнения предварительного испытания пласта;

выполнение первого предварительного испытания пласта для определения первоначальной оценки параметров пласта;

расчет критерия предварительного испытания для выполнения второго предварительного испытания на основе первоначальной оценки параметров пласта;

выполнение второго предварительного испытания пласта в соответствии с рассчитанными критериями предварительного испытания, посредством чего определяют уточненную оценку параметров пласта.

2. Способ по п.1, в котором первоначальная оценка параметров пласта включает один из параметров: пластовое давление, проницаемость, начало потока и их сочетание.

3. Способ по п.1, в котором стадия выполнения первого предварительного испытания содержит выполнение первого отбора, окончание первого отбора, выполнение первого накопления и окончание первого накопления.

4. Способ по п.3, в котором первое накопление заканчивается при давлении, которое представляет собой оценку пластового давления.

5. Способ по п.3, дополнительно содержащий экстраполирование первоначальной оценки параметров пласта из первого накопления.

6. Способ по п.3, в котором первый отбор заканчивается на основе одного из параметров: давление, время, объем, точка отклонения при отборе, изменение объема и их сочетание.

7. Способ по п.3, в котором первый отбор заканчивается на основе лимита времени, стабилизации давления и их сочетания.

8. Способ по п.1, в котором рассчитанный критерий предварительного испытания содержит один из критериев: время, давление, скорость и их сочетание.

9. Способ по п.1, в котором стадия выполнения второго предварительного испытания содержит выполнение второго отбора, окончание второго отбора, выполнение второго накопления и окончание второго накопления.

10. Способ по п.1, дополнительно содержащий стадию определения сжимаемости бурового раствора для бурового раствора в скважине, при этом стадия выполнения первого предварительного испытания содержит выполнение первого предварительного испытания на основе сжимаемости бурового раствора.

11. Способ по п.10, в котором сжимаемость бурового раствора определяют путем захвата объема бурового раствора в скважинный инструмент, сжатия бурового раствора, расширения объема бурового раствора и выравнивания давления объема бурового раствора с давлением в буровой скважине.

12. Способ по пп.10 или 11, в котором сжимаемость бурового раствора определяют по объему захваченного бурового раствора и скорости изменения объема бурового раствора и давления бурового раствора.

13. Способ по п.10, дополнительно содержащий определение уточненной сжимаемости бурового раствора на основе фильтрации бурового раствора, при этом стадия выполнения первого предварительного испытания содержит выполнение первого предварительного испытания в соответствии с уточненной сжимаемостью бурового раствора.

14. Способ по п.13, в котором фильтрация бурового раствора определяют путем захвата объема бурового раствора в скважинный инструмент, сжатия объема бурового раствора, окончания сжатия, создания возможности падения давления объема бурового раствора, уравновешивания давления бурового раствора с давлением в буровой скважине и изоляции объема бурового раствора от буровой скважины.

15. Способ по п.13, в котором фильтрацию бурового раствора определяют путем захвата объема бурового раствора в скважинный инструмент, сжатия объема бурового раствора, окончания сжатия, создания возможности падения давления объема бурового раствора, повторного сжатия объема бурового раствора, уравновешивания давления бурового раствора с давлением в буровой скважине и изоляции объема бурового раствора от буровой скважины.

16. Способ по п.13, в котором фильтрацию бурового раствора определяют путем захвата объема бурового раствора в скважинный инструмент, сжатия объема бурового раствора, окончания сжатия, создания возможности падения давления объема бурового раствора, повторного сжатия объема бурового раствора, создания возможности падения давления объема бурового раствора, уравновешивания давления бурового раствора с давлением в буровой скважине и изоляции объема бурового раствора от буровой скважины.

17. Способ по п.13, в котором фильтрацию бурового раствора определяют по сжимаемости бурового раствора, объему бурового раствора и скорости падения давления бурового раствора.

18. Скважинный инструмент для оценки подземного пласта, содержащий пробник, размещаемый вблизи подземного пласта, напорную линию, имеющую первый участок, проходящий от пробника в скважинный инструмент, второй участок, проходящий от первого участка в буровую скважину, и третий участок, проходящий от первого участка через скважинный инструмент, камеру для предварительного испытания, оперативно соединенную с первым участком напорной линии между пробником и вторым и третьим участками напорной линии и имеющую поршень для предварительного испытания, размещенный в ней с возможностью перемещения для селективного отбора и выпуска текучей среды в первый участок напорной линии, изолирующий пробник клапан, размещенный на первом участке напорной линии между пробником и камерой для предварительного испытания и приспособленный для селективного изменения давления текучей среды в напорной линии, уравнительный клапан, размещенный на втором участке напорной линии и приспособленный для селективного создания возможности соединения по потоку текучей среды между первым участком напорной линии и буровой скважиной, изолирующий напорную линию клапан, размещенный на третьем участке напорной линии и приспособленный для селективного создания возможности соединения по потоку текучей среды между первой напорной линией и остатком в скважинном инструменте, и по меньшей мере один манометр, оперативно соединенный с одной из частей: первой частью, второй частью, третьей частью и их сочетаниями в напорной линии, посредством чего по меньшей мере один параметр пласта может быть определен.

19. Инструмент по п.18, в котором по меньшей мере один манометр размещен в первой напорной линии между пробником и изолирующим клапаном для измерения давления текучей среды, проходящей в скважинный инструмент через пробник.

20. Инструмент по п.18, в котором по меньшей мере один манометр размещен в первой напорной линии между камерой для предварительного испытания и изолирующим клапаном для измерения давления текучей среды в напорной линии в соединении по потоку текучей среды вблизи камеры для предварительного испытания.

21. Инструмент по п.18, в котором по меньшей мере один манометр размещен в первой напорной линии между буровой скважиной и уравнительным клапаном для измерения давления текучей среды в буровой скважине.

22. Инструмент по п.18, дополнительно содержащее процессор, способный производить одно из действий: сбор данные, хранение данные, анализ данных и их сочетание.

23. Способ оценки подземного пласта, содержащий следующие стадии:

(а) установка сообщения по потоку текучей среды между камерой для предварительного испытания в скважинном инструменте и пластом через напорную линию, имеющую начальное давление;

(б) перемещение поршня для предварительного испытания, размещенного в камере для предварительного испытания регулируемым образом для уменьшения первоначального давления до давления отбора;

(в) прекращение перемещения поршня для обеспечения возможности регулировки давления отбора до стабилизированного давления;

(г) повторение стадий а), б), в) до тех пор, пока разница между стабилизированным давлением и начальным давлением не станет существенно меньше, чем заранее заданный перепад давления;

(д) определение по меньшей мере одного параметра забоя скважины по анализу одного или нескольких давлений.

24. Способ по п.23, в котором перемещение поршня для предварительного испытания регулируется путем регулирования одного из параметров: уменьшения давления в напорной линии, скорости изменения давления в напорной линии, увеличения изменения объема камеры для предварительного испытания и их сочетания.

25. Способ по п.23, в котором продолжительность стадии (в) больше, чем стадии (б).

26. Способ по п.23, дополнительно содержащий определение момента заканчивания стадии (в).

27. Способ по п.23, в котором стадия определения параметра забоя скважины содержит определение одного из параметров: сжимаемости бурового раствора, пластового давления, давления в буровой скважине, подвижности и их сочетания.

28. Способ по п.23, дополнительно содержащий измерение одного из параметров: давления в буровой скважине, пластового давления и их сочетания.

29. Способ по п.28, дополнительно содержащий определение разницы давлений между пластовым давлением и давлением в буровой скважине.

30. Способ по п.23, в котором оценка пластового давления определяется по начальному и стабилизированному давлениям.

31. Способ по п.30, в котором большее из первоначального и стабилизированного давления представляет собой оценку пластового давления.

32. Способ по п.23, дополнительно содержащий определение того, выполнять ли фазу измерения.

33. Способ по п.32, в котором параметры забоя скважины используют для расчета критерия для выполнения предварительного испытания фазы измерения.

34. Способ по п.33, дополнительно содержащий выполнение предварительного испытания фазы измерения на основе расчетного критерия.

35. Способ по п.23, дополнительно содержащий оценку сжимаемости бурового раствора по измеренному давлению.

36. Способ по п.32, дополнительно содержащий использование сжимаемости бурового раствора для определения параметров забоя скважины.