1.4. Методы получения информации с помощью глубинных дебитомеров и расходомеров

Установление истинной величины работающей толщины эксплуатационных объектов имеет громаднейшее значение для установления отборов нефти, проектирования систем поддержания пластового давления, т. е. прогнозирования методов регулирования процесса разработки в пределах каждого объекта разработки. Это весьма важно и для вычисления соответствующих параметров (на­пример, послойной неоднородности) при расчете годовых и накоп­ленных отборов нефти. Кроме того, комплексная обработка дебитограмм и расходограмм позволяет определить величину коэффи­циента охвата при закачке воды в пласт с целью поддержания пластового давления. В то же время следует помнить, что величи­на работающей мощности с ростом депрессии будет увеличиваться за счет подключения работающих пластов.

Применяются два типа дебитомеров: термоэлектрические СТД-2; гидродинамические РГТ-1, РГД-2М. При интерпретации исследований по СТД-2 четко выделяются работающие интервалы пласта толщиной до 0,4 м, но они не позволяют оценить характер распределения дебита по отдающим пропласткам. Небольшие по толщине участки пласта с высокими дебитами нефти могут быть вообще не зафиксированы.

Приборы типа РГТ-1 позволяют получить количественную ха­рактеристику профиля притока пластов, но с менее четкой их фиксацией на диаграмме. Кроме того, эти приборы помогают вы­явить небольшие по толщине участки пласта с высокими дебитами нефти.

Например, на одном из месторождений Западной Сибири были перфорированы пласты АВ₂, АВ₃, АВ_4-5. Как показали исследова­ния дебитомерами, из перфорированного интервала пластов, до­стигающего 40 м, работает только 10,8 м (верхняя часть пласта АВ_4-5). На другом месторождении при совместной перфорации пластов БС₁ + БС_2-3 + БC₁₀ нижний пласт вообще не дает прито­ка. Аналогичная картина наблюдается на месторождении, где сов­местно эксплуатируются пласты БС₅ + БС₆ + БС₈, однако нефть поступает лишь из пласта БС₆. На Усть-Балыкском месторождении толщина работающих пластов колеблется от 10 до 53%, в среднем всего 29%.

Определение профиля притока в нагнетательных скважинах необходимо для установления истинных интервалов перфорации, оценки послойной неоднородности, прогнозирования выработки запасов из залежи, продвижения фронта закачиваемой воды и проектирования всех систем регулирования разработки эксплуата­ционных объектов. Исследования скважин глубинными расходомерами позволяют определить и сопоставить величины охвата пластов закачкой при нагнетании воды с аналогичными величинами при изучении профилей оттока по ближайшим добывающим скважинам, а также следить за изменением динамики закачки воды во времени.

Например, при исследовании одной из нагнетательных скважин (пласт АВ_2-3) расход воды составил 1450 м³/сут. Интервалы пер­форации: 1804—1841 и 1849—1854 м. С помощью магнитного локатора муфт фактический интервал перфорации установлен в ин­тервалах 1804,4—1841,8 и 1849,6—1854,6 м. По данным РГТ-1 уход воды зафиксирован лишь в интервалах 1836—1837; 1837,8— 1838,6; 1840,2—1841 м. Коэффициент охвата пласта заводнением составляет всего 0,049.

Исследования скважин Усть-Балыкского месторождения пока­зали, что коэффициент действующей толщины по пласту БС₁ равен 0,6—0,88; по пласту БС_2-3—0,35; по пласту БС₄ — всего 0,18. На Западно-Сургутском месторождении по пласту БС₁ он колеблется от 0,37 до 0,38, по пласту БС_2-3 достигает более высоких значений (до 0,57).

Сопоставление результатов описываемых исследований в добы­вающих и нагнетательных скважинах на нескольких режимах с ре­зультатами гидродинамических исследований на нескольких режи­мах свидетельствует о некоторой разнице между ними. Например, работающая толщина пластов БС₁ БС_2-3, БС₁₀ по данным иссле­дований дебитомерами и расходомерами колеблется от 24 до 65%. Результаты моделирования, проведенного Н. Д. Каптелининым, показали, что они должны достигать 80—90%. Напрашивается вы­вод о недостаточно объективной оценке работающих интервалов пластов по данным дебитометрии и расходометрии.

Решить этот вопрос помогут приборы — дебитомеры РГД-4, РН-26, термодебитомеры Т-4, СТД-2, комплексные приборы «Поток-5».