2. Интервалы притока, работающие мощности, профиль притока в интервалах не перекрытых нкт. Комплекс гис-контроль для решения этих задач.

Выделение интервалов притока и приемистости пластов. Решение этой задачи основано на данных потокометрии (дебитометрии или расходометрии) скважин. При этом применяются приборы как термокондуктивного, так и механического типов. Наиболее точные данные получают при точечных измерениях тахометрическими расходомерами с абсолютным пакером, который направляет весь поток флюида через измерительный канал расходомера на крыльчатку.

Этот метод позволяет определить дебит нефти по пластам и пропласткам в добывающих скважинах и поглощение воды в нагнетательных скважинах, точно установить работающие мощности пластов, получить необходимые данные для расчета коэффициента продуктивности и коэффициента проницаемости.

Задача определения профиля притока и определение дебита довольно успешно решается при однофазном потоке флюида в скважине. Однако задача определения количественного состава компонентов в двух- и многофазном потоке скважины невозможна, т.к. поток флюида в действующей скважине имеет очень сложную структуру, изменяющуюся под влиянием его состава, скорости движения частиц, термобарических условий и многих других факторов.

В случае, когда по стволу эксплуатируемой скважины движется газожидкостная смесь, аналитическое описание полей газодинамических параметров существенно усложняется, тогда невозможно полностью учесть всю структуру потока и ввести поправки всех его особенностей. Единственно возможный подход геофизиков при решении таких задач – использование сплошных моделей (т.е. осреднение по сечению расходных физических и термодинамических характеристик потока). Такое приближение оправдано лишь в случаях, когда двухфазный поток можно считать гомогенным, например, при дисперсном режиме течения смеси. Более точно, с учетом структуры потока описывают движение газожидкостной смеси раздельные модели, рассматривающие отдельно движение каждой фазы.

В этих случаях проводится количественная интерпретация нестационарной манометрии в компрессируемых скважинах при однородном и неоднородном потоках:

- по обработке 1 или 2 барограммам, записанным во времени;

- по серии барограмм во времени;

- по кривой восстановления уровня;

- по барограмме и данным по ГЖР (газожидкостный раздел в стволе) и ВНР (водонефтяной раздел сред в стволе), для типов заполнения «вода-нефть-газ», «вода-нефть», «вода-газ».

При проведении таких замеров информативность может быть выше, чем при стандартных. Наряду с данными об истинных содержания , получают информацию о фазовых дебитах, пластовом давлении, фильтрационных параметров пласта.

Определение работающих пластов и интервалов. Эта головная задача может включать в себе решение ряда более мелких задач по определению следующих информативных признаков и параметров.

К работающим интервалам , границы которых устанавливаются на основании анализа термометрии и данных методов притока, отнесены следующие типы:

-приток (флюид неизв.состава)

-приток газожидкостной смеси

-приток газа

-приток жидкости

-приток нефти

-приток воды

- поглощение

-поглощение газа

-…………….жидкости

-…………нефти

-………….воды

К работающим интервалам относятся: интервалы притока в скважину нефти (газа), воды; интервалы, работающие через негерметичность колонны; интервалы, работающие через негерметичное заколонное пространство. Учитываются границы кровли и подошвы пласта, границы интервала перфорации, первоначальное (по данным ГИС-бурения) и текущее насыщение. Расчет производится для каждого объекта в следующей последовательности:

- определение эффективных работающих мощностей объекта Н_эф;

- суммарная мощность работающих интервалов Н_раб;

- суммарная мощность пластов, работающих водой;

- рассчитывается коэффициент работающей толщины перфорации: К_{раб.толщ.}=Н_раб./Н_эфф.

ПОСМОТРИТЕ РИС НА СТР 46-47 В УЧЕБНИКЕ ТРЕТЬЯКОВОЙ