§80. Изучение эксплуатационных характеристик пластов

К эксплуатационным характеристикам пласта относятся: 1) мощность отдающих (поглощающих) интервалов; 2) про­филь притока (приемистости); 3) пластовое давление.

Определение мощности отдающих и поглощающих интерва­лов и построение профиля притока и приемистости произво­дятся по данным комплекса методов, к которым относятся ме­ханическая и термокондуктивная расходометрня, высокочувст­вительная термометрия и метод изотопов. В сложных случаях для более уверенного решения задачи могут быть привлечены данные методов определения состава флюидов в скважине и результаты исследования скважин радиоактивными методами.

Расходометрня скважин

Объемы жидкости или газа, циркулирующие в стволе сква­жины, фиксируются глубинными расходомерами. Расходомеры, предназначенные для исследования жидкости в нагнетательных скважинах, имеют больший диаметр, чем расходомеры, исполь­зуемые в эксплуатационных скважинах.

Расходомеры делятся на механические и термокон- дуктивные, по способу регистрации — на автономные (регистрация сигналов внутри прибора) и дистанционные (сигналы для регистрации передаются по линии связи на по­верхность) , по условиям измерении — на пакерные и б ес - па керн ые. В механических дистанционных расходомерах обычно используются преобразователи скорости вращения тур- бннкн в электрические сигналы. В приборах с автономной ре­гистрацией используются как турбинные, так и поплавково­пружинные датчики. Работа термокондуктивных расходомеров основана на определении количества тепла, отдаваемого не­прерывно нагреваемым телом, которое помещено в поток жид­кости или газа. По количеству отдаваемого тепла судят о ли­нейной скорости потока, которая связана с объемным расходом жидкости.

Пакеры предназначены для направления измеряемого по­тока жидкости или газа через калиброванное сечение прибора. Пакерирующее устройство состоит из собственного пакера и силового привода для раскрытия и закрытия пакера. Приме­няются пакеры следующих типов: 1) гидравлические, раскры­ваемые с помощью насосов; 2) механические, раскрываемые с помощью двигателей и реле; 3) манжетные, неуправляемые. Разные типы пакеров обеспечивают полное или неполное пере­крытие ствола скважины, поэтому через калиброванный канал прибора проходит либо весь поток, либо часть его.

Отношение расхода жидкости, протекающей через прибор, ко всему расходу С) называется коэффициентом пере­крытия или пакеровки: 11= (О—(¿1)/(3, где С} 1—расход жидкости, проходящей между пакером и стенкой скважины.

Если весь поток флюида проходит через калиброванный ка­нал прибора, то/г=1 ((¿1 = 0), если мимо прибора (Р = <2|), то Л-0.

Наиболее распространены приборы с механическими паке- рами, многократно раскрывающимися и закрывающимися по команде с поверхности.

Типы механических турбинных расходомеров различаются в основном конструкцией пакерирующего устройства.

Механический расходомер представляет собой гахометриче- ский преобразователь скорости потока жидкости или газа. Чув­ствительным элементом служит турбннка, вращающаяся набе­гающим потоком того или иного флюида. Частота вращения турбинки преобразуется в электрические сигналы с помощью магнитного прерывателя тока (рис. 172). На роторе турбинки укреплены кольцевой магнит 3, взаимодействующий с магнит­ной стрелкой 2, которая колеблется вокруг осп 6. Один оборот кольцевого магнита вызывает одно полное колебание стрелки между упором / и неподвижным контактом 5, в результате чего замыкается и размыкается токовая цепь. Для увеличения вре­мени, в течение которого электрическая цепь замкнута, служит дополнительный магнит 4. При замыкании цени в линию связи поступит электрический импульс тока. Частота вращения тур-

Рис. 172. Схема магнитного прерывателя тока механического глубинного расходомера при замкнутой (а) и разомкнутой (б) цепях

бинки пропорциональна величине измеряемого дебита жидкости или газа. Следовательно, чем выше дебит, тем больше импуль­сов в единицу времени поступит в измерительный канал. Кон­тактный магнитный прерыватель тока обеспечивает стабильную работу прибора при частоте вращения турбинки до 3000 об/мин.

Частота импульсов, поступающих по линии связи на поверх­ность, преобразуется блоком частотомера в пропорциональную ей величину напряжения, которая фиксируется регистрирую­щим прибором.

Применяются глубинные расходомеры РГТ-1М, РН-26, РГД-5 и др. Принцип работы этих приборов одинаков, а разли­чаются они конструкциями пакерирующих устройств и спосо­бами их управления (рис. 173).

Методика проведения исследований скважин механическими расходомерами заключается в следующем. Прибор опускается в скважину до кровли верхнего перфорированного пласта и при открытом пакере или центраторе производятся периодические отсчеты по счетчику-нумератору и запись показаний на фото­бумагу в течение 5—10 мин. При этом регистрируются показа­ния калибратора, нулевые линии и показания суммарного де­бита. Затем при закрытом пакере прибор опускается на забой. При подъеме прибора с прикрытым пакером со скоростью 60— 80 м/ч записывается непрерывная диаграмма до воронки насос­но-компрессорной трубы (НКТ) в масштабе глубин 1 :200. По данным полученной непрерывной дебнтограммы намечают по­ложения точечных измерений дебита. На участках кривой с рез­кими изменениями дебита расстояние между точками наблюде­ния должно составлять 0,4 м, на участках с малыми йзмене-

ниями дебита 1—2 м. Измерения на точках выполняют с пол­ностью открытым пакером в течение 1 мин и не менее 3 раз. Полученные показания суммируются, усредняются и приво­дятся к единице времени. При перемещении прибора на другую точку пакер прикрывают.

Расходограмма представляет собой зависимость показаний расходомера в импульсах в минуту от глубины. На расходо- граммах, записанных с помощью механических расходомеров, работающие и принимающие интервалы выделяются по увели­чению числа импульсов, прямо пропорционального скорости по­тока жидкости (рис. 174).

Механические расходомеры позволяют: 1) определять об­щий расход жидкости по пластам; 2) получать профиль при­тока и приемистости жидкости по мощности перфорированного пласта в эксплуатационных и нагнетательных скважинах;

3. контролировать техническое состояние скважин; 4) опреде­лять перетоки между перфорированными пластами после оста­новки скважины.

Преимущество механических расходомеров — малая чув-

с

а

6

\

твительность к со­ставу протекающего флюида, а недоста­ток — непригодность для изучения неболь­ших притоков и пото­ков загрязненных жид­костей.

Термокондуктивные расходомеры работа­ют по принципу тер­моанемометра. В по­ток скважинной жид­кости помещается спираль, нагреваемая постоянным стабилизи­рованным током до температуры, превы­шающей температуру

Рис. 173. Схемы механиче­ских расходомеров с паке­ром (л) и без пакера (б).

/ — кабель: 2 — корпус; 3 — хо­довой винт: 4 — траверса: 5 — подвижная труба; б — магнит­ный прерыватель; 7 — постоян­ный магнит; 8. // — окна: 9 — турбннка: 10 — пакер; 12 ка­бельная головка: 13 — направ­ляющие фонари; /-/ — насадка: /*. 16 — струевыпрямители:

17. — магнитная муфта

Рис. 174. Выделение работающих интервалов пласта и определение типа флюидов по данным механического и термокондуктнвного расходомеров и высокочувствительной термометрии.

/ кривая, замеренная термокондуктнвным расходомером типа СТД: // — то же. ме­ханическим расходомером типа РГД: ///, /I'— термограммы, полученные и работаю­щей н остановленной скважине соответственно, / — нефть: 2—нефть с водой: 3—во­да; 4 — интервал перфорации

окружающей среды. Эта же спнраль-термосопротивление явля­ется датчиком расходомера. Набегающий поток жидкости или газа охлаждает спираль и тем самым изменяет ее активное со­противление. Температура датчика колеблется в зависимости от скорости движения охлаждающей жидкости. Фиксируя из­менение сопротивления термодатчика, получают кривую термо- кондуктнвной расходометрии. Величина теплоотдачи термосо­противления зависит также от тепловых характеристик среды, силы тока, диаметров скважины и колонны. В скважине с по­стоянным диаметром и однородной средой на теплоотдачу тер- мосопротивления влияет только средняя линейная скорость по­тока, что позволяет измерить его скорость и построить профиль притока или поглощения флюида.

Наиболее широкое применение получили скважинные тер­моэлектрические расходомеры СТД-2 и СТИ-4 (рис. 175). В этих приборах изменение активного сопротивления датчика Яд измеряется по мостовой схеме (см. рис. 121). Приборы типа СТД и СТИ могут работать также в режиме термометра для измерения абсолютной температуры. В этом случае в электри­ческую схему прибора включается дополнительное сопротивле­ние, которое создает на чувствительном скважинном плече моста силу тока 10—12 мА, поэтому термодатчик не разогре­вается. При работе прибора в режиме расходомера это допол­нительное сопротивление из токовой цепи выключается и сила тока при этом становится равной 120—150 мА. Питается при­бор от источников УИП-1 или УИП-2.

Приборы СТД-2 и СТИ-4 рассчитаны на работу с одножиль­ным бронированным кабелем КГ 1-24-180 длиной до 3000 м в комплекте со стандартными автоматическими станциями. При­бор СТД-2 позволяет определять дебиты нефти, воды или двух­фазных смесей в диапазоне от 1—3 до 300 м³/сут и дебитов газа от 2* 10³ до 10⁶ м³/сут. Скорость записи кривой в режиме рас-

ходомера до 100 м/ч, в режиме термо­метра — до 500 м/ч. Стабильность ра­боты приборов в режиме расходомера обеспечивается при температуре окру­жающей среды до 80 °С, в режиме термометра — до 120 °С при давлении в обоих случаях до 40 МПа.

Т

/777777777, Ц.ЖК

'7?77?7У/// ОК

Рис.

схема

175. Электрическая скважинного рас­

ходомера типа С'ГД

ермокондуктивные расходомеры обладают более высокой, чем механи-1 ческие, чувствительностью, не вносят гидродинамических сопротивлений в поток жидкости, имеют высокую про­ходимость в скважинах благодаря от­сутствию пакера, не подвержены влия­нию загрязняющих механических при­месей и надежны в работе. Однако показания термокондуктнвных расхо­домеров существенно зависят от со­става смеси, протекающей по стволу скважины, поэтому терморасходо- граммы могут быть использованы для количественной интерпретации только при потоках однофазного флюида.

Измерения приборами типов СТД и СТИ проводятся непрерывно или в отдельных точках. При работе по точкам показания отсчиты­ваются через 5 мин после включения тока питания датчика. Непрерывная запись выполняется при неравновесном режиме работы мостовой схемы, в результате чего получают кривую изменения приращения температуры датчика с глубиной — рас- ходограмму (см. рис. 174).

На терморасходограмме наблюдается ряд характерных ин­тервалов (рис. 176): 1) участок эксплуатационной колонны выше работающих пластов с показаниями Д/ж, соответствую­щими суммарному дебиту скважины; 2) участок эксплуатаци­онной колонны ниже работающих пластов в неподвижной среде с показаниями в нефти Д/₀и и в воде Д/о_в; в остановленной сква­жине четко отмечается раздел нефть — вода по резкому возра­станию приращений Д/ прн пересечении прибором контакта воды с нефтью; 3) участок установившегося потока в интер­вале работающих пластов с показаниями Д/_у; 4) участок в подъ­емной колонне, отмечающийся снижением показаний Д/_п. к за счет возрастания линейной скорости движения флюида.

Интервалы притока и поглощения флюидов на кривой тер- морасходометрии выделяются снижением показаний Д/ от по­дошвы к кровле интервала работающего пласта (см. рнс. 174, 177).

Рис. 176. Пример выделения работающих интервалов в обсаженной сква­жине по кривой расходомера типа СТД.

/ — работающие участки пласта; 2 — неработающие участки пласта; 3 — профиль при­тока флюида; 4 — вода; 5 — нефть

Рис. 177. Определение профиля притока и типа флюидов по комплексу ме­тодов Г ПС.

/ — глина; 2— песчаник; 3 — алевролит; 4 — нефть; $ — вода; б — нефть с водой

Определение отдающих и поглощающих интервалов пласта и получение их профиля притока или приемистости

По результатам измерений механическими и термокондук- тивными расходомерами, а также по данным метода высоко­чувствительной термометрии и метода изотопов можно опреде­лить отдающие и поглощающие интервалы пласта и получить профили притока (дебита) и приемистости жидкостей или газа по мощности работающего пласта. Профилем притока или п р и е м и с т о с т и пласта называется график зависимости количества жидкостей и газа, поступающих из единицы его мощности, или количества воды, нагнетаемой в пласт, от глу­бины залегания работающего интервала.

Для получения профилей притока и приемистости методом изотопов активированная жидкость закачивается в перфори­рованный пласт и путем продавки несколько оттесняется от ствола скважины. Затем скважина переводится на излив, и из­меряется радиоактивность выходящей жидкости. В качестве радиоактивных индикаторов используются изотопы железа-59 и циркония-95. Оба они в значительной мере адсорбируются горными породами, что позволяет выявить места притока и по­глощения жидкости пластом, проверить техническое состояние обсадных колони и герметичность цементного кольца. Активи­рованная жидкость приготавливается и вводится с помощью скважинного инжектора, который спарен с малогабаритным прибором для записи кривых ГМ.

Кривая ГМ, полученная после закачки изотопов, сравни­вается с кривой ГМ, зарегистрированной до введения активи­рованной жидкости в пласт. Интервалы приемистости и при­тока отмечаются на кривой ГМ, зарегистрированной после за­качки изотопов, повышенными показаниями /_Y (рис. 178).

Для получения профиля притока методом изотопов в экс­плуатационной скважине в нее следует закачивать нефть, ме­ченную радиоактивными изотопами.

Определение профиля притока и приемистости по данным метода высокочувствительной термометрии основано на дрос­сельном и калориметрическом эффектах. На рис. 174 приведен пример выделения интервалов пласта, отдающих нефть и воду, с помощью высокочувствительной термометрии с использова­нием дроссельного эффекта. Скважина давала нефть с водой (30%) на поверхности. Пласт перфорирован в интервале 2098—2109 м. С целью выявления мест притока нефти и воды выполнено два замера термометром: в работающей скважине и во время остановки ее на 4 ч. На термограмме, зарегистри­рованной в работающей скважине, проявляются как дроссель­ный, так и калориметрический эффекты. В остановленной скважине калориметрический эффект через некоторое время ис­чезает, поэтому на кривой термометрии выявляются интервалы 2098—2103 и 2105,5—2108 м, связанные с проявлением дрос-

Рис. 178. Определение места притока и поглощения жидкости по данным метода изотопов.

Л II криныс ГМ до н после закачки изотопов, / — известняк: 2 — водоносный пес­чаник: 3 — глина; 4 —интервал поглощения жидкости

седьмого эффекта. Аномалия против верхнего интервала зна­чительно больше, чем против нижнего. Как следует из приве­денных выше данных, величина дроссельного эффекта для нефти почти в 2 раза больше, чем для воды,— нижний интер­вал дает воду, а верхний — нефть.

Для более точной интерпретации расходограмм необходимо иметь сведения о типе флюида в исследуемом интервале сква­жины, полученные, например, резнстивнметром, влагомером, плотностемером, а также о дебите и составе жидкости, полу­ченные путем замера на устье скважины.

Определение давления в пластах

Давление в пластах эксплуатационной скважины опреде­ляют по данным комплексных исследований расходомером и забойным манометром на разных режимах работы скважины, так называемым методом установившихся отборов. Сущность этого метода состоит в том, что изменяется режим работы пла­стов путем смены штуцера, приводящей к изменению давления на забое и, следовательно, депрессии на пласт; измеряется

забойное давление р_я в действующей скважине после установившегося ре­жима работы и одновременно онре- ■ деляются профили притока или прие­мистости. По результатам измерений ¡.строятся графики зависимости рас­хода ($ для каждого пласта из забой­ного давления /)₃— индикаторные диаграммы (2=1{р₃), с помощью ко­торых путем экстраполяции прямых до нулевого дебита определяют пла­стовые давления для каждого пла­ста (рис. 179).

Д

Рис. 179. Индикаторные диаграммы, полученные при исследовании много- пластового объекта.

1—111 — индикаторные диа­граммы для трех отдельных пластов: IV — суммарная ин­дикаторная диаграмма. Пла­стовые давления по пластам: г, • 15.8 МПа; р ц 15.6 МПа; рц|-16.9 МПа. Суммарное давление Р|у —16.2 МПа

ля определения давления отдель­ных пластов используется преобра­зователь давления ПДС-1, рассчи­танный на работу с одножильным бронированным кабелем длиной до 5000 м и позволяющий измерять ста­тическое давление от 4 до 20 МПа и дифференциальное от 0 до 2,5 МПа.