49. Выделение интервалов притока пласта

Интервалы притока флюидов в стволе скважин устанавливают по комплексу геофизических методов ‑ расходометрии, термометрии, радиометрии. На основе этих данных получают профили притока и приемистости флюидов, причем результаты исследований расходометрией являются базой для построения дифференциальных профилей.

Профилем притока называют график зависимости количества Q жидкости (газа), поступающей из единицы мощности эксплуатируемого разреза, от глубины z ее залегания:

,

где h_п и h_к ‑ глубины залегания подошвы и кровли эксплуатируемого интервала скважины соответственно; q_z ‑ удельный дебит (расход).

Профиль расхода жидкости при движении ее вверх по стволу скважины называется профилем притока. Кривые нарастающего значения расхода описываются выражением вида

.

Дифференцирование этих кривых по z дает кривые расхода отдельных участков скважины:

.

Профиль является основным исходным источником информации о распределении контролируемой величины потока в стволе скважины вдоль вскрытого перфорацией продуктивного разреза.

Изучение профилей притока начинается на начальном этапе эксплуатации скважины и продолжается периодически в течение всего срока нахождения ее в составе действующего фонда скважин.

На начальном этапе разработки месторождения после пуска скважины в эксплуатацию и выхода ее на установившийся режим должен быть снят опорный профиль. Он снимается наиболее тщательно и отражает условия, когда пластовые давления близки к первоначальным, продукцией является безводная нефть, а воздействие закачки на отдачу и энергетические параметры пластов несущественно. С опорным профилем в последующем должны сопоставляться все последующие профили, что создает условия для выявления изменений в эксплуатационных характеристиках пластов и технологическом режиме скважины.

Изменения во времени конфигурации профилей притока указывают обычно на то, что произошло изменение соотношений пластовых давлений и, следовательно, в соотношении потоков из различных пластов, а также на перераспределение потоков вследствие обводнения или проведения геолого-технических мероприятий.

Опорный профиль должен быть снят повторно после проведения любых работ в скважине, связанных с изменением вскрытой мощности продуктивного коллектора (исключение или приобщение к эксплуатации пластов).

Дифференциальный профиль строится на основе откорректированной интегральной профилеграммы по расчетным значениям удельного дебита (расхода) q_i с помощью формулы

,

где Q_{i max} и Q_{i min} ‑ соответственно расход в верхней и нижней точках изучаемого интервала глубин, относящегося к глубинам l_верх и l_ниж.

По этому профилю определяются расходы жидкости по отдельным участкам ствола скважины (рис. 33).

Кроме этого, при двухфазном потоке по данным совместной интерпретации дифференциального профиля и влагограммы вычисляют процентное содержание воды и нефти, положение интервалов их притока (рис. 34).

Рис. 33. Пример построения профилей притока (скв. 1405 Ромашкинского месторождения): 1 ‑ точечные замеры, 2 ‑ интервал перфорации

Рис. 34. Пример обработки показаний механического расходомера и

Влагомера: 1 – нефть, 2 – вода, 3 ‑ интервал перфорации; Ι – дебитограмма,