Дебитометрия и расходометрия скважин

Кривая IV отражает искажения, вносимые нестационарным режимом работы скважины. Из-за возрастания потока в межинтервальном пространстве ошибочно выделился участок притока, отмеченный звездочкой, что нашло отражение на дифференциальном профиле.

Дифференциальный профиль необходимо строить лишь после соответствующей корректировки интегрального.

Корректировка профиля осуществляется лишь в тех случаях, когда причины или существо искажений очевидны. Во всех случаях на изображаемых диаграммах, помимо откорректированного профиля, должен присутствовать первоначальный некорректированный.

Критерием достоверности построения этих профилей служит правильное установление соответствия между возможным и фактическим дебитами скважин. Качественный показатель соответствия — это схожесть дифференциального профиля и гистограммы проницаемости по керну или данным оценки коллекторских свойств пластов по комплексу ГИС.

Основная задача при изучении профилей расхода, полученных в процессе исследования длительно эксплуатирующихся скважин, заключается в оценке влияния закачки воды на эксплуатационные характеристики пласта (расход флюида, пластовое давление, степень участия в работе различающихся по фильтрационно-емкостным свойствам групп коллекторов, обводненность пластов и др.). Анализ профилей на каком-то этапе исследования сводится к их сопоставлению с ранее полученными профилями в этой скважине и с профилями соседних добывающих и нагнетательных скважин. Для лучшего выявления динамики расхода во времени профили целесообразно нормировать. В зависимости от решаемой задачи нормирование может осуществляться по отдельному пласту или всему продуктивному разрезу. Нормированные профили позволяют четко различать характерные изменения кривых расхода независимо от величины расхода.

При анализе повторных профилей расхода в ряде случаев можно выявить интервалы обводнения пласта. Динамика производительности обводняющегося пласта такова, что на начальной стадии обводнения приток снижается (из-за уменьшения относительной проницаемости при двухфазном течении жидкости), а затем возрастает. Если вязкость воды меньше вязкости нефти, то при неизменной депрессии приток из обводнившегося интервала становится выше, чем до обводнения. Этот эффект еще в большей степени усиливается с ростом пластового давления при увеличении степени обводнения пласта.

При интерпретации данных термокондуктивного дебитомера используется набор стандартных диаграмм. На терморасходограмме наблюдается ряд характерных интервалов (рис. 3.4): 1) участок эксплуатационной колонны выше работающих пластов с показаниями Δtж соответствующими суммарному дебиту скважины; 2) участок эксплуатационной колонны ниже работающих пластов в неподвижной среде с показаниями в нефти Δt0н и в воде Δt0в; в остановленной скважине четко отмечается раздел нефть — вода по резкому возрастанию приращений Δt при пересечении контакта воды с нефтью; 3) участок установившегося потока в интервале работающих пластов с показаниями Δty; 4) участок вподъемной колонне, отмечающийся снижением показаний Δtп.к за счет возрастания линейной скорости движения флюида.

Интервалы притока и поглощения флюидов на кривой терморасходометрии выделяются снижением показаний Δt от подошвы к кровле интервала работающего пласта.

При двухфазном потоке интерпретация терморасходограммы усложняется. В этом случае выделено 4 основных типа терморасходограмм при различных соотношениях величин расходов воды и нефти (рис. 3.5), для которых в табл.3.1 даны соотношения приращений температур в характерных точках.

На рис. 3.6 представлен пример комплексного использования механической и термокондуктивной расходометрии и влагометрии. Скважина работает безводной нефтью (кривая ВГД). На кривой механической расходометрии (РГТ-1) отчетливо видны три скачка, отражающие притоки из трех интервалов, причем в среднем фиксируется работа трех пропластков. Данные термокондуктивной расходометрии (СТД-2) подтверждают работу этих интервалов, но дополнительно указывают на слабые притоки в верхней части разреза.

 

Комплекс исследований для определения расхода жидкости, кроме основного метода — механической расходометрии, включает термометрию и вспомогательные методы (ГК, локацию муфт ЛМ).

Механическая расходометрия позволяет устанавливать количество поглощаемой жидкости по пластам или их частям (интервалам), оценивать полноту участия пластов в заводнении. Термометрия, проведенная в процессе закачки, дает дополнительную информацию о поглощающих интервалах в зоне нечувствительности гидродинамического расходомера, а также указывают на возможные перетоки за колонной ниже интервала перфорации.

Так, на рис. 3.7 показано, что нагнетаемая вода по данным расходомера РГД-4 поступает в пласт, перфорированный в кровельной части, в интервале 2387—2403 м, причем большая часть закачиваемой воды уходит в нижние его отверстия. Но по термограмме, записанной в режиме нагнетания, видно, что движение воды продолжается и за колонной - она перетекает в неперфорированную водоносную часть пласта.

Однозначный ответ о действительном интервале поглощения воды дает термограмма, полученная в остановленной скважине, она качественно характеризует пласт-поглотитель, степень охлаждения которого зависит от его приемистости и длительности нахождения под закачкой, а также от температуры нагнетаемой воды. В нашем случае интервал поглощения воды (2387— 2420 м) значительно больше интервала перфорации.

При работе в нагнетательных скважинах для правильного истолкования результатов исследований важно знать распределение давлений в пластах или их частях.

Если в начальный период разработки разность давлений в соседних пластах невелика, то на более поздних стадиях при неравных величинах приемистости и соотношения отборов и закачки она может достигать значительных величин. В этих условиях профили поглощения пластов могут искажаться, не отражать потенциальные возможности коллекторов и давать неправильное представление о совершенстве вскрытия и освоения пластов под нагнетание.

В режиме притока регистрируют серию термограмм (не менее трех), первую из которых - непосредственно после вызова притока, вторую - через 1-1.5 часа после первой, затем через 2-3 часа проводят следующие замеры. Общее время наблюдений за формированием аномалии дроссельного эффекта зависит от дебита скважины и должно быть не менее 10 часов при дебите более 10 м3/сут и не менее 20 часов при меньших дебитах.

В случае хорошей приемистости регистрируют термограммы в процессе закачки в нее воды под давлением, в случае низкой приемистости - после снижения уровня жидкости в скважине. Выполняют серию измерений: в остановленной скважине (фоновое); после (в процессе) закачки воды в скважину или после снижения уровня в ней.

Измерения в эксплуатационных скважинах ведут одновременно с измерениями других методов ПГИ. Допускается применение термометров с порогом чувствительности не хуже 0.01°С. Решаемые задачи: выделение интервалов притока и приемистости, определение местоположений отдающих пластов и установление обводненных интервалов в добывающих скважинах, прослеживание температурного фронта закачиваемых вод, определение интервалов перетоков, мест нарушения эксплуатационных колонн и лифтовых труб.

Обязательна выдержка скважины перед выполнением фонового замера в течение не менее одних суток после остановки скважины.

ВЫВОД

 Дебитометрия и расходометрия являются одним из основных методов исследования динамики отбора и поглощения жидкости в добывающих и нагнетательных скважинах. Методы дебитометрии (расходометрии) позволяют выделить интервал притока или поглощения жидкости в действующих скважинах, выявить наличие перетока жидкости по стволу скважины, определить суммарный дебит (расход) жидкости отдельных пластов, построить профиль притока (приемистости) как по отдельным участкам пласта, так и для пласта в целом и провести разделение добычи жидкости из совместно эксплуатируемых пластов.

 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Дахнов В.Н., Дьяконов Д.И. Термические исследования скважин. М.: Гостоптехиздат, 1952.

2. Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И., Резванов  Р.А. Геофизические методы контроля  разработки нефтяных и газовых  месторождений. Уч. для вузов. – М.: Недра, 1991.

3. Коноплев Ю.В., Кузнецов Г.С., Леонтьев  Е.И. и др. Геофизические методы  контроля разработки нефтяных  месторождений М.: Недра, 1986.

4. Султанов С.А. Контроль за заводнением нефтяных пластов М.: Недра, 1974.