24. Выделение работающих пластов в газовых скважинах термометрией.

Под работающей мощностью пласта понимается часть эффективной мощности пласта (горизонта, эксплуатационного объекта), в пределах к-рой происходит движение флюидов (нефти, воды, газа) при разра­ботке залежи. Величина работающей мощности пласта опр-ся по данным ин­тегральных и дифференциальных профилей расхода флюидов.

В газовых работающих скв для выделения работающих мощностей эффективным явл-ся метод термометрии. При расширении газа во воремя поступления в скв, происходит его охлаждение, и набл-ся эффект Джоуля-Томсона (дроссельный): ΔТ=-εΔр, где Δр – депрессия на пласт; ε – коэф-т, к-рый изм-ся от 0,15 до 0,4 ^оС(кгс/см²).

1 – линия неискаженной температуры; 2 - в процессе работы скв; 3 – в остановленной скв; 4 – линия температуры охлажденного газа, поступающего из пластов.

В работающей скв в самом нижнем интервале возникает температурная аномалия. По мере продвижения газа вверх он нагревается и смешивается с охлажденным газом. Т.о. аномалия не достигает той величины, к-рая должна быть.

В нагнентат скв Ж нагнетается сверху вниз и нагревается, поэтому t повышается. Но t^о нагнетаемой Ж всетаки отличается от t^о пластовой Ж. Часть пласта, в которую поступает Ж охлаждается, а в пласте сохраняется участок постоянной t^о. В остановленной скв возникает температурная аномалия.

Для отдающих пластов дебиты подчиняются след соотношению:

где k – номер пласта; Т_п.k – температура подошвы пласта; Т_кр.k – температура кровли пласта.

25. Определение продуктивности пластов.

Производительность скважины опр-ся коэф-­том продуктивности , представляющим собой отношение дебита Q к перепаду р давлений в пласте р_пл и на забое р_заб скважины. Он зависит от проницаемости пласта k_пр, его эффективной мощности h_эф, вязкости фильтрующегося в скважину флюида , радиуса сква­жины r_с и условного радиуса контура питания R_к, т.е.

(1)

где р=р_пл-р_заб.

В случ установившейся фильтрации однофазной жидкости величи­на  зависит только от забойного давления при фильтрации газа или жидкости и газа.

Коэф-т продуктивности хар-ет эксплуатационные по­казатели пластов и опр-ет, какое кол-во флюида может быть добыто из скв при снижении давления на забое на 0,1 МПа.

Для нагнетат скв величина поглощения флюида пластом опр-ся коэф-том приемистости, равным отношению расхода флюида к перепаду давления.

Коэф-т продуктивности может быть получен графическим путем как тангенс угла наклона прямой (индикаторной линии) завис-ти расхода от перепада давления к оси абсцисс.

В фонтанирующих скв величину  опр-ют методом уста­новившихся отборов, при к-ром в определенной последовательности меняют штуцер скважины и замеряют значения дебита и забойного дав­ления. Затем строят кривую завис-ти изм-я дебита от де­прессии.

Для ее построения необходимы исслед-я не менее чем на трех установившихся режимах эксплуатации скважины. Установившим­ся режимом считается такой, когда три последовательных замера забой­ного давления и дебита разл-ся на величину, не превышающую точность их измерения. Пластовое давление опр-ся непосредственно в закрытой скв с помощью манометра после истечения определ времени, достаточного для выравнивания давления в пласте и скв.

На практике получаемые коэф-ты продуктивности неред­ко отличаются от рассчитанных теоретически по ряду причин (анизотро­пия пластов, проявление неньютоновских свойств жидкости, обводнен­ность пластов, засоренность призабойной зоны скважин глинистым и цементным растворами и др.).

Занижение фактических коэф-тов  свидетельствует о нека­чественном вскрытии пласта или неправильном режиме его эксплуата­ции. Занижение значений  может быть связано также с недостаточной депрессией или репрессией на пласт в случае пород с низкими коллектор­скими свойствами. Завышение коэф-тов  указывает на наличие в пласте участ­ков с аномально высокой проницаемостью, н-р, трещиноватых и слабосцемёнтированных зон. Завышение величин  может быть обусловлено также обводнением пласта, работой части пла­ста, не вскрытой перфорацией, за счет вертикального перемещения флюида.

Поскольку обводнение пласта связано с ростом пластового давления, а вязкость воды меньше вязкости нефти, то в соответствии с ф-лой (1) при неизменной депрессии дебит обводнившегося интервала растет и отмечается  коэфф-та продуктивности, при этом коэфф-т  интервалов, отдающих нефть, . Обводнение притока пласта за счет затрубной циркуляции жидкости приводит к  дебита у границы пласта со стороны перетока и  суммарного коэфф-та продуктивности, в то же время коэф-т , рассчитанный для нефти, изм-ся незначительно.