Способы проведения измерений при предварительном исследовании скважин методом понижения уровня и устройство для этого

Способы проведения измерений при предварительном исследовании скважин методом понижения уровня и устройство для этого

Иллюстрации

Показать все

Реферат

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0001] За последние несколько десятилетий были развиты высокотехнологичные методы для идентификации и добычи углеводородов, то есть нефти и газа, из подземных пластов. Такие технологии помогают отыскивать, оценивать и добывать углеводороды из подземных пластов.

[0002] Когда отыскивается пласт, потенциально содержащий экономически выгодное для добычи количество углеводородов, как правило, производится бурение скважины на поверхности земли на глубину требуемого подземного пласта. После чего проводятся испытания на предмет определения содержания в пласте углеводородов для добычи, с точки зрения промышленной стоимости. Испытания, проводящиеся на подземных пластах, включают исследование затронутых пластов с целью определения действительного присутствия углеводородов и оценки содержания количества потенциально добываемых углеводородов в таком пласте. При одном подходе проведения таких испытаний применяются инструменты для испытания пластов, как правило, их называют пластовыми испытателями.

[0003] В ходе испытания пласта зачастую применяются определенные предварительные испытания, которые могут использоваться для проведения относительно быстрой оценки пласта на одной или нескольких глубинах залегания. Такие предварительные испытания обычно проводятся относительно быстро, но при этом в ходе предварительных испытаний могут возникать задержки (например, задержки при бурении, если испытания проводятся при помощи инструментов, расположенных в буровой компоновке), что увеличивает время непродуктивного простоя и вероятность того, что инструменты могут застрять в стволе скважины. С целью сократить непродуктивное время простоя и уменьшить вероятность застревания, как правило, разрабатываются спецификации на бурильные работы на основе среднестатистических характеристик пласта и устанавливаются условия бурения с целью определения периода, на который бурильная колонна в определенной скважине может оставаться в фиксированном положении. Согласно этим спецификациям буровая колонна может оставаться в фиксированном состоянии только в течение ограниченного периода времени с целью выпускания пробоотборника и произведения замера давления. Так как испытания пластов проводятся во время бурения, продолжительность любого испытания (например, предварительного испытания) и точность результатов испытания, которое возможно достигнуть за отведенное время, является серьезным ограничением, которое следует учитывать.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0004] С целью достижения понимания нижеследующего описания следует ознакомиться с фигурами. Исходя из фигур, становится ясным, что в соответствии с общепринятой практикой в промышленности, различные детали не вычерчены в масштабе. Более того, размеры различных деталей могут быть произвольно увеличены или уменьшены с целью достижения ясности описания.

[0005] Фиг.1 является схематическим представлением устройства с точки зрения одного или нескольких аспектов данного описания.

[0006] Фиг.2 является схематическим представлением другого устройства с точки зрения одного или нескольких аспектов данного описания.

[0007] Фиг.3 является схематическим представлением другого устройства с точки зрения одного или нескольких аспектов данного описания.

[0008] Фиг.4a является графическим представлением способа с точки зрения одного или нескольких аспектов данного описания.

[0009] Фиг.4b является графическим представлением способа с точки зрения одного или нескольких аспектов данного описания.

[0010] Фиг.5 является графическим представлением способа с точки зрения одного или нескольких аспектов данного описания.

[0011] Фиг.6 является графическим представлением способа с точки зрения одного или нескольких аспектов данного описания.

[0012] Фиг.7 является графическим представлением способа с точки зрения одного или нескольких аспектов данного описания.

[0013] Фиг.8 является графическим представлением способа с точки зрения одного или нескольких аспектов данного описания.

[0014] Фиг.9 является графическим представлением способа с точки зрения одного или нескольких аспектов данного описания.

[0015] Фиг.10 является графическим представлением способа с точки зрения одного или нескольких аспектов данного описания.

[0016] Фиг.11 является графическим представлением способа с точки зрения одного или нескольких аспектов данного описания.

[0017] Фиг.12 является графической схемой способа с точки зрения одного или нескольких аспектов данного описания.

[0018] Фиг.13 является графическим представлением способа с точки зрения одного или нескольких аспектов данного описания.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0019] С целью достижения понимания нижеследующего описания в нем приведено множество различных вариантов осуществления изобретения, или примеров применения различных функциональных возможностей таких вариантов осуществлений. Для упрощения понимания данного описания ниже приведены определенные примеры компонентов и воплощений. Они являются только примерами и не являются ограничивающими. В примерах, приведенных в данном описании, могут повторяться номера позиций и/или буквенные обозначения. Такое повторение допущено в целях упрощения и прояснения сути данного описания и не является признаком присутствующей взаимосвязи между различными вариантами осуществления изобретения и/или воплощения, которые описываются в данном документе. К тому же формулировка одной функциональной возможности над или в отношении другой функциональной возможности в последующем описании может содержать варианты осуществления изобретения, в котором первая и вторая функциональные возможности имеют прямую взаимосвязь, а также может содержать осуществления изобретения, в которых дополнительные функциональные возможности могут быть сформулированы с перекрытием первой и второй функциональных возможностей, таким образом, первая и вторая функциональные возможности могут быть не связаны.

[0020] Один или более аспектов данного описания касаются способов и устройства для понижения уровня пластовой жидкости в забое скважины. Согласно аспекту описания свойства пласта (давление пласта, подвижность пласта и т.д.) могут оцениваться по изложенным способам, что может включать фазу исследования и фазу измерения. В способе, который приведен в качестве примера, зонд для отбора проб или другое устройство для гидравлической связи в пластовом испытателе используется для контактирования со стеной скважины. Во время фазы исследования используется первый тип понижения уровня с целью забора жидкости зондом для отбора проб. Согласно аспекту описания первый тип понижения уровня обеспечивает непрерывное объемное расширение. Во время выполнения первого типа понижения уровня производится сбор и анализ данных о жидкости с целью определения, например, тенденции изменения или схемы данных, следствий тенденции или схемы, разрыва в глинистой корке и/или перетекание жидкости в устройство гидравлической связи из контактного пласта. Согласно аспекту описания могут определяться различные факторы. Например, разрыв глинистой корки может быть определен, исходя из отклонений в тенденции или схеме данных. В некоторых примерах тенденции или схемы соответствуют наклону или оптимальной эмпирической кривой динамического давления.

[0021] Способы, приведенные в качестве примера, могут содержать описание проведения понижения уровня второго типа с целью забора жидкости в зонд для отбора проб в случае обнаружения определенных факторов, обозначенных выше, например в случае определения разрыва в глинистой корке. Согласно аспекту описания понижение уровня второго типа может отличаться от понижения уровня первого типа. Например, понижение уровня второго типа может базироваться на пошаговом или инкрементальном расширении объема. Понижение уровня второго типа может использоваться с целью подтверждения или проверки упомянутых выше определенных факторов. Например, при помощи понижения уровня второго типа можно подтвердить разрыв в глинистой корке, исходя из разницы между одним или несколькими шагами повышения давления, которое происходит после каждого шага инкрементального понижения уровня.

[0022] Повышение давления, которое происходит после понижения уровня второго типа, может использоваться с целью определения характеристик пласта. Например, для определения давления или подвижности пласта, что впоследствии может быть использовано для установки параметров, например, времени, объема или скорости потока с целью определения или использования в последовательности рабочих операций инструментов, т.е., например, при понижении уровня третьего типа для забора жидкости в инструмент испытания пласта. Согласно аспекту описания понижение уровня третьего типа является понижением уровня, которое используется для проведения испытания с целью измерения параметров пласта, т.е. во время фазы измерений. Эффективность описанных в этом документе способов превосходит по точности определение разрыва глинистой корки во время предварительных испытаний за ограниченное количество времени по сравнению с известными технологиями.

[0023] На Фигуре 1 изображена система буровой площадки, в том числе забойные инструменты, которые можно использовать согласно одному или нескольким аспектам данного описания. Буровая система буровой площадки на Фигуре 1 может быть использована как на побережье, так и в открытом море. В системе буровой площадки, приведенной в качестве примера на Фигуре 1, скважина 11 создается в направлении одного или нескольких подземных пластов посредством вращательного и/или направленного бурения.

[0024] Как показано на Фигуре 1, буровая колонна 12 погружена в буровую скважину 11 и включает забойную компоновку 100 буровой колонны (ЗКБН) с буровым долотом 105 на нижем конце. Поверхностная система в том числе состоит из платформы и буровой вышки 10, которая расположена над скважиной 11. Буровая вышка 10 состоит из роторного стола 16, ведущей буровой трубы 17, крюка 18 и вертлюга 19 для обсадной колонны. Буровая колонна 12 поворачивается при помощи роторного стола 16, приводится в действие при помощи не отображенных на схеме средств, в том числе ведущей буровой трубой 17 и верхней частью буровой колонны 12. Буровая колонна 12, приведенная в качестве примера, подвешена при помощи крюка 18, который крепится к подвижному талевому блоку (не отображено на схеме) через ведущую буровую трубу 17 и вертлюг для обсадной колонны 19, который обеспечивает вращение буровой колонны 12 относительно крюка 18. Возможно использовать альтернативную систему верхнего привода.

[0025] На схеме, изображенной в качестве примера на Фигуре 1, поверхностная система содержит буровую жидкость 26, которая, как правило, в промышленности называется «буровой раствор» и хранится в амбаре 27, который расположен на буровой площадке. Насос 29 перекачивает буровую жидкость 26 во внутреннюю часть буровой колонны 12 через отверстие вертлюга 19, таким образом, буровая жидкость 26 протекает вниз через буровую колонну 12, что обозначается стрелкой направления 8. Буровая жидкость 26 выходит из буровой колонны 12 через отверстия в буровом долоте 105 и циркулирует вверх через затрубное кольцевое пространство между внешней частью буровой колонны 12 и стеной скважины 11, что обозначается стрелкой направления 9. Буровая жидкость 26 смазывает буровое долото 105 и выносит буровой шлам на поверхность, после чего возвращается в амбар 27 для дальнейшей рециркуляции, создавая при этом глинистую корку бурового раствора (не отображена на схеме) на стенках скважины 11.

[0026] Забойная компоновка 100 буровой колонны, приведенная в качестве примера на Фигуре 1, среди всего прочего содержит любое количество и/или любые типы модулей для проведения каротажа в процессе бурения (КВБ) или инструментов (один из которых обозначен позиционным номером 120) и/или модулей для проведения измерений во время процесса бурения (ИВБ) (один из которых обозначен позиционным номером 130), роторно-управляемую систему или гидравлический забойный двигатель 150, а также буровое долото 105, приведенное в качестве примера. Модуль 130 ИВБ, который измеряет наклон и азимут бурового долота 105, может использоваться для отслеживания траектории скважины.

[0027] Инструмент 120 КВБ и модуль 130 ИВБ, приведенные в качестве примера на Фигуре 1, могут быть заключены в утяжеленную бурильную трубу специального типа согласно практике, принятой в промышленности, которая может содержать большое количество разнообразных каротажных инструментов, измерительных инструментов и, опционально, устройства для отбора жидкости. Инструмент 120 КВБ, приведенный в качестве примера, обладает функциональностью для проведения измерения, обработки и/или хранения информации, а также для осуществления связи с модулем 130 ИВБ и/или прямой связи с поверхностным оборудованием, например с компьютерной станцией каротажа и управления 160.

[0028] Компьютерная станция каротажа и управления 160 может быть оборудована интерфейсом пользователя, при помощи которого можно вводить данные и отображать выходные данные касательно операций бурения и/или пластов, которые пересекает скважина 11. Компьютерная станция 160 каротажа и управления изображена наверху и возле системы буровой площадки, но часть или даже вся компьютерная станция 160 каротажа и управления может располагаться в забойной компоновке буровой колонны 100 и/или на удаленной площадке.

[0029] На Фигуре 2 в качестве примера изображена каротажная кабельная система, которая содержит скважинный инструмент (скважинные инструменты) согласно одному или нескольким аспектам данного описания. Каротажный инструмент 200, приведенный в качестве примера, может использоваться для измерения давления пласта и, опционально, для извлечения и анализа образцов пластовой жидкости. Каротажный инструмент 200 подвешивается в отверстии скважины или стволе скважины 202 на нижнем конце многожильного кабеля 204, который намотан на буровую лебедку (не отображена на схеме), которая располагается на поверхности. На поверхности каротажный кабель 204 присоединен к электронной системе 206 управления и сбора данных. Каротажный инструмент 200 является продолжением корпуса 208, который включает в себя кожух 210, который содержит инструментальную систему 212 управления, выполненную с возможностью управления извлечением пластовой жидкости из пласта F и проведения измерений над извлеченной жидкостью, например, давления.

[0030] Каротажный инструмент 200 также включает в себя пластовый испытатель 214, который оборудован выдвижным приемником 216 жидкости и выдвижным инструментальным анкерным элементом 218, который на Фигуре 2 изображен расположенным на противоположных сторонах корпуса 208. Приемник 216 жидкости выполнен с возможностью выборочного отделения либо изолирования избранных участков стены скважины 202, чтобы провести соединение по текучей среде с прилегающим пластом F и отобрать жидкость из пласта F. Пластовый испытатель 214 также включает модуль 220 анализа жидкости, который содержит как минимум одно устройство для измерения давления, которое гидравлически подсоединено к приемнику 216 жидкости, через который протекает отобранная жидкость. Когда последовательность испытаний выполнена, жидкость, которая затекает в приемник жидкости, может быть впоследствии выброшена через отверстие (не отображено на схеме) или может быть отослана в одну или более камеру 222 или 224 сбора жидкости, которые предназначены для приема и хранения жидкости с целью последующего проведения испытаний на поверхности или передачи пластовой жидкости в испытательное оборудование.

[0031] В примере, который приведен на изображении, электронная система 206 управления и сбора данных и/или внутрискважинная система 212 управления выполнены с возможностью управления приемником 216 жидкости для сбора образцов жидкости из пласта F и управления модулем 220 анализа жидкости с целью проведения измерений на пластовой жидкости. В некоторых примерах осуществления изобретения модуль 220 анализа жидкости может быть выполнен с возможностью анализа данных, полученных во время проведения измерений на образцах пластовой жидкости согласно процедуре, описанной в данном документе. В других примерах осуществления модуль 220 анализа жидкости может быть осуществлен с возможностью генерации и хранения данных измерений и последующей передачи таких данных на поверхность с целью проведения там анализа. Хотя внутрискважинная система 212 управления выражена как осуществленная отдельно от пластового испытателя 214, в некоторых примерах осуществления внутрискважинная система 212 управления может быть осуществлена в пластовом испытателе 214.

[0032] Один или более модулей либо инструментов приведенной в качестве примера буровой колонны 12 изображены на Фигуре 1 и/или каротажного инструмента 200, приведенного в качестве примера на Фигуре 2, могут использовать образцовые способы и устройство, описанные в данном документе с целью проведения понижения уровня пластовой жидкости при помощи множества технологий понижения уровня и/или с целью определения и проверки наличия разрыва в глинистой корке при помощи тех же технологий, описанных в данном документе. Например, один или более инструментов 120 КВБ (Фигура 1), модуль 130 ИВБ (Фигура 1), инструментальная система 212 управления (Фигура 2) и/или другой пластовый испытатель 214 (Фигура 2) могут использовать приведенные в качестве примера (образцовые) способы и устройство, описанные в данном документе. Образцовое устройство и способы, упомянутые в данном описании, касаются буровых колонн и/или каротажных инструментов, но при этом они применимы к любому количеству и/или любым типам дополнительных и/или альтернативных каротажных инструментов, например к колтюбинговым скважинным инструментам. Более того, один или несколько аспектов данного описания могут быть использованы в других осуществлениях отбора керна, например при боковом или линейном отборе керна.

[0033] Способы, описанные в данном документе, могут использоваться в сочетании с любым промышленно известным пластовым испытателем, как, например, пластовые испытатели, описанные при пояснении Фигуры 1 и Фигуры 2. Другие пластовые испытатели также могут использоваться или адаптироваться для целей одного или нескольких аспектов текущего описания, например каротажные пластовые испытатели под номерами патентов США 4860581 и 4936139, инструменты забойного бурения под номерами патентов США 6230557 и/или 7114562.

[0034] Вариант устройства гидравлической связи или пробоотборного модуля 301, который можно использовать с такими пластовыми испытателями, изображен на Фигуре 3. Модуль 301 включает зонд 312а, пакер 310a (который окружает зонд 312а) и трубопровод 319а, который продолжает зонд 312а до модуля 301. Трубопровод 319а проходит от зонда 312а до изолирующего клапана 321а зонда и оборудован датчиком 323а давления. Второй трубопровод 303а проходит от изолирующего клапана 321а до изолирующего клапана 324а пробоотборного трубопровода и компенсационного клапана 328а, оборудован датчиком 320а давления. Реверсивный предыспытательный поршень 318а в камере 314а предварительных испытаний также продолжает трубопровод 303а. Выходной трубопровод 326а проходит от компенсационного клапана 328а до выхода из скважины и оборудован датчиком 330а давления. Пробоотборный трубопровод 325а проходит от изолирующего клапана 324а пробоотборного трубопровода через инструмент. Жидкость, захваченная в пробоотборный трубопровод 325а, может быть отобрана, смыта или использована для других целей.

[0035] Изолирующий клапан 321а зонда изолирует жидкость 319а трубопровода от жидкости 303а в трубопроводе. Изолирующий клапан 324а пробоотборного трубопровода изолирует жидкость 303а в трубопроводе от жидкости 325а в пробоотборном трубопроводе. Компенсационный клапан 328а изолирует жидкость скважины от жидкости в инструменте. При манипулировании клапанами 321a, 324a и 328a с целью выборочного изолирования жидкости в трубопроводах датчики 320а и 323а давления могут использоваться для определения различных значений давления. Например, при закрытии клапана 321а пластовое давление может измеряться датчиком 323а, когда при помощи зонда было установлено гидравлическое соединение с пластом, таким образом, минимизируется количество инструментария, используемого для работы с пластом.

[0036] В другом примере, при открытии компенсационного клапана 328а, буровой раствор может извлекаться из скважины в инструмент посредством предыспытательного поршня 318а. После закрытия компенсационного клапана 328а, пробоотборного изолирующего клапана 321а и изолирующего клапана 324а пробоотобрного трубопровода жидкость может изолироваться в инструменте между этими клапанами и предыспытательным поршнем 318а. Датчик 330а давления может использоваться для постоянного слежения за давлением жидкости в скважине при работе инструмента и вместе с датчиками 320а и/или 323а давления, которые могут быть использованы для прямого измерения падения давления на глинистой корке и отслеживания передачи возмущений глинистой корки для дальнейшего использования при коррекции измеренного давления (на контакте с пластом) таких возмущений.

[0037] Среди всего прочего, предыспытательный поршень 318а может быть использован для извлечения жидкости из пласта или для введения жидкости в пласт, для сжатия или расширения жидкости, изолированной между изолирующим клапаном 321а зонда, изолирующим клапаном 324а пробоотоборного трубопровода и компенсационным клапаном 328а. Предыспытательный поршень 318а может эксплуатироваться при низких скоростях, например при 0,01 см³/с, при высоких скоростях, например 10 см³/с, а также может извлекать значительные объемы жидкости за один ход, например 100 см³. К тому же при необходимости извлечь объем жидкости более чем 100 см³ из пласта, без втягивания зонда 312а, предыспытательный поршень 318а может быть использован повторно. Расположение предыспытательного поршня 318а должно постоянно отслеживаться и жестко контролироваться. Поршень может блокироваться в своем положении в те моменты, когда не используется. В некоторых вариантах осуществления зонд 312а может включать в себя клапан фильтра (не отображен на схеме) и поршень фильтра (не отображен на схеме). Для промышленного специалиста может быть ценной возможность, которую обеспечивает тот факт, что несмотря на то, что в данных спецификациях определяется образцовый пробоотборный модуль, другие спецификации могут использоваться без отхождения от объема данного описания.

[0038] Технологии, изложенные в данном описании, также могут использоваться для других устройств, которые являются частью трубопровода. Термин «трубопровод», используемый в данном документе, означает трубопровод, полость или другой проход для установки гидравлической связи между пластами и предыспытательным поршнем и/или для обеспечения протекания жидкости между ними. Другие устройства могут содержать, например, устройство, которое объединяет в единый блок предыспытательный поршень и зонд. Пример такого устройства описан в патентах США под номерами 6230557 и 6986282, права на которые были переуступлены патентообладателям данного описания, оба упомянутых патента во всей полноте являются частью данного документа, что обозначено ссылками.

[0039] Первый пример понижения уровня первого типа, который может использоваться во время фазы исследования, приведен на Фигуре 4а. Как указано выше, такие параметры, как пластовое давление и подвижность пласта могут быть определены посредством анализа данных тенденции или кривой давления на фазе исследования. Например, точка 450 прерывания отображает условную оценку пластового давления. С другой стороны, оценка пластового давления может быть проведена более точно посредством экстраполяции кривой давления, полученной при повышении 440, при помощи известных технологий. Экстраполированное значение давления соответствует давлению, которое было бы получено при условии, что давление повышалось бы дальше беспрепятственно в течение неопределенного срока.

[0040] Подвижность пласта (K/µ)₁ - это отношение проницаемости пласта и вязкости жидкости, также может определяться фазой повышения, которая отражается при помощи кривой повышения 440. Технологии, известные промышленным специалистам, могут быть использованы для оценки подвижности пласта, исходя из скорости смены давления со временем при возрастании давления 440.

[0041] В качестве дополнительного или альтернативного варианта, для прогнозирования подвижности пласта может быть использована область схемы на Фигуре 4b, отображенная в виде заштрихованной области и обозначенная номером 425. Область 425 ограничена линией 421, которая горизонтально продолжается от точки 450 прерывания (которая отображает оцениваемое пластовое давление P₄₅₀ при прерывании), линией 420 понижения и линией повышения 440. Область 425 может быть определена и соотнесена с оценкой подвижности пласта. А именно, для приемника 216 жидкости, который можно использовать в качестве круглого отверстия, расположенного на стенке скважины 11 (Фигура 1), известно, что подвижность пласта (в единицах измерения дарси или сантипуазах) является обратнопропорциональной вышеупомянутой области 425 (выражено в единицах атмосферо-секундах). Константа пропорциональности прямо соотносится с объемом жидкости, извлеченной из пласта (выраженном в см³), она имеет значение, близкое к целому, которое является выраженным измерением конечного радиуса отверстия скважины и обратнопропорционально двойному диаметру приемника жидкости. При использовании такой формулы предполагается, что проницаемость пласта проверяется изотропным методом, поток достаточно медленный и потому соблюдается соотношение Дарси для течения в пористой среде, геометрия потока достаточно сферична, а подвижность превышает приблизительное значение 0,5 миллидарси/сантипуаз. При соблюдении таких условий погрешность, допущенная при использовании данной формулы, как правило, является незначительной (меньше нескольких процентов).

[0042] Продолжая описание на примере Фигуры 4b, следует заметить, что шаг понижения уровня или кривой 420 фазы исследования может быть проанализирован для определения падения давления за период времени с целью определения различных характеристик давления. Оптимальная эмпирическая кривая 412, построенная на основе точек кривой 420 понижения уровня, исходит из точки 410 инициации. Точка 414 отклонения может быть определена на основе кривой 420 как отражение точки, на которой кривая 420 достигает заданного отклонения δ₀ от оптимальной эмпирической кривой 412. Точка 414 отклонения может использоваться в качестве оценки начала истечения жидкости из пласта, т.е. точки, в которой жидкости из пласта, который подвергается испытанию, прорывает глинистую корку, расположенную на стенке скважины, и входит в инструмент во время понижения уровня на фазе исследования.

[0043] Точка 414 отклонения может быть определена посредством испытания последних полученных точек давления с целью определить, останется ли точка на тенденции давления, отображающей расширение трубопровода, при получении последующих данных о давлении. Точка 414 отклонения также может быть определена посредством подсчета производного давления, зарегистрированного при понижении уровня 420 относительно временной шкалы. При изменении (уменьшении) производной на, например, 2-5%, точка, в которой произошли изменения, будет отражать начало течения жидкости из пласта, из которого производится сбор образцов. При необходимости подтвердить, что отклонение линии падения давления является признаком истечения из пласта, могут быть произведены дальнейшие предварительные испытания с малыми объемами жидкости с целью проверить присутствие разрыва в глинистой корке перед проведением фазы измерений.

[0044] Когда точка 414 отклонения была определена, уровень продолжает понижаться ниже точки 414 до достижения определенного заданного критерия прекращения. Такой критерий может основываться на значении давления, объема и/или времени. После выполнения критерия понижение уровня прекращается и достигается точка 430 прерывания. Желательно, чтобы точка 430 прерывания достигалась при заданном давлении P₄₃₀ в рамках заданного диапазона давления ΔP относительно давления отклонения P₄₁₄ согласно точке 414 отклонения на Фигуре 4b. В качестве альтернативного варианта, желательным может быть прекращение понижения уровня в рамках заданного временного периода согласно определению точки 414 отклонения. Например, если возникает отклонение при временном значении t_d, прекращение может быть задано на время t₁, где время, которое расходуется между временем t_d и t₁, определяется как время T_D и ограничено максимальной продолжительностью. Другим критерием прекращения предварительных испытаний может являться ограничение объема, который извлекается из пласта после идентификации точки 414 отклонения. Такой объем может быть определен посредством изменения объема в камере для предварительного испытания 314а (Фигура 3). Максимальное изменение объема может быть определено в качестве ограничительного параметра для предварительного испытания.

[0045] Для определения точки 430 может использоваться один или несколько ограничительных критериев отдельно или в совокупности, например, давление, время и/или объем. Если, например, в случае пластов с повышенной проницаемостью, требуемый критерий, например предварительно заданный спад давления, не может быть удовлетворен, продолжительность предварительного испытания может быть в дальнейшем ограничена одним или несколькими другими критериями.

[0046] После достижения точки 414 отклонения давление продолжает падать по кривой 420, пока расширение не достигнет точки 430, после чего прекратится. В этой точке изолирующий клапан 321а зонда закрывается и/или предыспытательный поршень 318a останавливается, после чего начинается повышение 440 фазы исследования. Повышение давления в трубопроводе продолжается до прекращения повышения в точке 450.

[0047] Давление, при котором повышение становится достаточно стабильным, как правило, берется в качестве оценки пластового давления. Давление повышения отслеживается с целью предоставления данных для оценки пластового давления от прогрессивной стабилизации давления повышения. То есть полученная информация может быть использована для определения перехода последующей фазы измерения, такой, при которой в конце повышения во время фазы измерения (Фигура 4а) достигается прямое и стабильное измерение пластового давления.

[0048] Повышение во время фазы исследования не должно прекращаться прежде, чем давление восстановится до уровня, при котором будет выявлено отклонение декомпрессии трубопровода, т.е. давление, определенное согласно P₄₁₄ на Фигуре 4b. При одном подходе установление временного ограничения может быть использовано для определения продолжения повышения Т₁. Т₁ может быть установлено на определенное числовое значение, например, в 2,5 раза от времени течения из пласта Т₀, или больше. При другом подходе критерий изменения давления по норме времени может быть использован для установления ограничения продолжительности повышения Т₁. Например, если изменение давления происходило через три точки давления с равномерными (по времени) промежутками между ними, то после учета помех при измерении давления, менее чем вдвое от разрешающей способности датчика давления, повышение 440 может быть взят в качестве стабилизированного.

[0049] Понижение уровня второго типа может использоваться на фазе исследования и показано на Фигуре 5. Проводится измерение давления скважинной жидкости или гидростатического давления бурового раствора 501, после чего устанавливается пластовый испытатель. После того, как инструмент установлен, предыспытательный поршень 318а, как показано на Фигуре 3, вводится в действие в точке 510 активации с целью извлечения жидкости при точной и фиксированной скорости для достижения определенного падения давления во время понижения уровня 514 за нужное время. Требуемое падение давления (Δp) может быть точно таким же, но меньше, чем ожидаемый дисбаланс на глубине, если дисбаланс приблизительно известен. Дисбаланс - это разность давления между гидростатическим давлением бурового раствора и пластовым давлением. В качестве альтернативного варианта, требуемое падение давления (Δp) может определяться каким-либо значением (например, 300 фунт/дюйм²), которое превышает максимальное прогнозируемое значение давления возникновения течения, то есть для достижения разности давлений, требуемой для прорыва глинистой корки (например, 200 фунт/дюйм²). Находится ли фактическое пластовое давление в рамках данного диапазона, является несущественным согласно аспектам данного описания. Таким образом, в последующем описании предполагается, что пластовое давление выходит за рамки означенного диапазона.

[0050] Согласно одному или нескольким аспектам данного описания, скорость понижения уровня при помощи поршня с целью достижения указанного ограниченного падения давления (Δp) может быть определена посредством на основе инструментального объема трубопровода, требуемого падения давления (Δp), продолжительности понижения 514 уровня и оценке сжимаемости жидкости, протекающей через трубу. Сжимаемость жидкости трубопровода может быть установлена посредством проведения прямого измерения в скважинном инструменте (как упоминалось выше при описании Фигуры 3), либо она может быть оценена на основе ранее полученных соотношений для конкретного используемого бурового раствора или посредством анализа наклона на начальных стадиях понижения уровня 514, что также описано выше.

[0051] Относительно Фигуры 5, способ проведения фазы исследований согласно с одним или более аспектами данного описания включает уровень понижения второго типа, при котором понижение уровня начинается в точке 510 активации, при этом выполняется контролируемое понижение уровня 514. Согласно некоторым аспектам описания скорость понижения уровня при помощи поршня контролируется с точностью, поэтому падение давления и скорость перепада давления также контролируется хорошо. После того, как заранее заданное инкрементальное падение давления (Δp) было достигнуто, предыспытательный поршень останавливается, а понижение уровня прекращается 516. Затем давление можно уравновесить 517 за период t_i ⁰, который может продолжаться дольше, чем период понижения уровня t_pi, к примеру t_i ⁰=a t_pi, где а по значению больше или равно 2,5 (Фигура 5). После того, как давление в значительной мере было стабилизировано, давление в точке 520 сравнивается с давлением в начале понижения уровня при точке 510 активации. Впоследствии принимается решение о том, следует ли повторять цикл. Критерием принятия решения является то, отличается ли стабилизированное давление (т.е. в точке 520) от давления при начале понижения уровня (т.е. в точке активации 510) по объему, который в значительной мере соответствует ожидаемому падению давления. Если это так, то повторяется цикл расширения трубопровода (Δp).

[0052] К примеру, для повторения цикла расширения трубопровода, предыспытательный поршень активируется повторно, а цикл понижения уровня повторяется, как описано ранее. То есть инициация предварительного испытания в точке 520, понижение 524 согласно точно такому же объему (Δp) при практически такой же скорости и продолжительности, которые использовались в предыдущем цикле, завершение понижения уровня в точке 525 и стабилизация в точке 530. Давления в точках 520 и 530 сравниваются с целью принятия решения о целесообразности повторения цикла. Как показано на Фигуре 5, такие значения давления в значительной мере отличаются и в значительной мере отвечают прогнозируемому падению давления (Δp), что является следствием расширения жидкости в трубопроводе. Таким образом, цикл повторяется один или более раз, 530-534-535-540 и 540-544-545-550. Цикл расширения трубопровода повторяется до тех пор, пока разность последовательно стабилизируемых давлений не